Nov 29, 2022
Los retos de gestionar la transición y lograr la energía neta cero en América Latina con activos flexibles
En una columna Alejandro Espejo y Silvia Zumarraga, Analista de Finanzas y Mercado y Gerente General y Desarrollo de Mercado de Wärtsilä Latinoamérica, respectivamente, analizan el crecimiento de las renovables variables en la región y cómo potenciarlas.

La transición energética avanza rápidamente, y cada vez está más claro que su motor será la electricidad procedente de fuentes de energía renovables variables (ERV).

Los aerogeneradores y la energía solar fotovoltaica se están instalando a escalas cada vez más impresionantes – por ejemplo, el Parque Solar Villanueva en Coahuila, México, y el parque eólico Eólica del Sur en Oaxaca, México, con 700MW y 396MW respectivamente.

Los factores que impulsan este crecimiento son la disminución de los costes de instalación de las energías renovables y los objetivos globales de energía limpia.

Complementar la carga base de la ERV

A medida que las energías renovables se convierten en la nueva carga base, los sistemas de gestión de la estabilidad de la red tendrán que cambiar. En el pasado, los grandes generadores rotativos y mecánicos podían gestionar la fluctuación de la red y las rampas de potencia necesarias para mantener el delicado equilibrio entre generación y demanda.

Debido a la intermitencia de la naturaleza, a medida que las energías renovables entren en el sistema en mayor cantidad, la brecha que surja entre la demanda y la generación prevista será mayor.

Figura 1: Muestra del modelo a largo plazo de Plexos

Gestionar esta transición será un reto para los operadores del sistema y de las centrales eléctricas. Un enfoque que resulta útil es replantear el problema de forma similar a un problema ya resuelto.

Los gestores deben enviar toda la generación solar y eólica que puedan soportar sus sistemas. Tienen un costo marginal casi nulo, lo que reduce el coste para los consumidores, y no producen emisiones directas durante la generación.

La integración exitosa de la energía solar y eólica en la red conduce a una matriz de generación que se parecerá a la figura siguiente.

En la figura siguiente, los recursos renovables intermitentes y no despachables se muestran en color amarillo, verde y azul oscuro. La generación gestionable, como la energía térmica, la hidroeléctrica de embalse y la nuclear, se muestra en azul claro.

Figura 2: Ejemplo de despacho semanal en un sistema renovable

Si se resta la generación renovable de la demanda total, surge una nueva curva, la carga neta, que se muestra en color naranja. El reto para el gestor y el generador es garantizar que su sistema o sus activos tengan la flexibilidad necesaria para gestionar la rampa, la carga y la descarga necesarias para equilibrar la carga variable de las renovables.

Disponibilidad y flexibilidad

La generación gestionable se presenta en muchas formas.

La energía hidroeléctrica de embalse es una de las formas más convencionales y flexibles de energía despachable. Además, no produce emisiones durante la generación. Por desgracia, la energía hidráulica está sujeta a las condiciones ambientales.

Las condiciones de sequía y lluvia pueden cambiar significativamente la disponibilidad y los atributos de la energía hidroeléctrica de embalse. Brasil, Chile y Colombia se han enfrentado a este problema desde 2016. El tiempo de construcción de una presa, un embalse y un sistema de turbinas también es significativamente mayor que el de una central térmica convencional.

Los sistemas de almacenamiento de baterías son un complemento esencial para cualquier sistema de energía con una cantidad significativa de energía renovable variable. Se cargan y descargan en milisegundos, almacenan el exceso de energía y desplazan la energía hacia el pico diario, que suele caer después de la puesta de sol. Por desgracia, su duración de generación es limitada, normalmente de un solo dígito de horas.

La energía térmica de combustión es un tema complejo en lo que respecta a la flexibilidad. No hay un número específico que mida la flexibilidad de un activo, pero hay algunos parámetros clave. El tiempo de arranque, la tasa de rampa, el tiempo mínimo de subida, el tiempo mínimo de bajada y, por supuesto, la eficiencia desempeñan un papel importante en el equilibrio de un sistema.

Un activo debe ser capaz de cargar tan rápido como el sistema lo requiera y descargar tan rápido como sea posible para permitir que la energía renovable de bajo coste y cero emisiones vuelva a entrar en la matriz. Lo ideal es que, sea cual sea la tecnología térmica elegida, también queme combustible limpio de forma eficiente en el punto de carga requerido.

Los ciclos combinados queman gas natural (u otro combustible) para alimentar las turbinas de gas y recuperan el calor residual de los gases para alimentar una turbina de vapor.

Esta aplicación es perfecta para el funcionamiento con un alto factor de capacidad, pero para los sistemas que utilizan VRE para la transición, las aplicaciones de carga base están siendo activamente desplazadas.

Cuando se produce una disminución repentina de la capacidad de la VRE, el arranque en frío de una central de ciclo combinado desde cero hasta la plena carga tarda entre 2 y 4 horas, dependiendo de la edad del equipo. Una vez que el equipo está a plena carga, para evitar el estrés térmico en el equipo, la descarga de vuelta a la carga cero lleva horas de nuevo.

Durante este tiempo en que la central debe seguir generando, existe el riesgo de que se restrinja la energía renovable, ya que la energía de mayor coste marginal tiene que ser pagada por su uso de combustible.

Si se exigiera flexibilidad a un ciclo combinado, sólo podrían arrancar las turbinas de gas, pero entonces se pierden por completo las ganancias de eficiencia del ciclo de vapor, y una gran parte de la central queda efectivamente obsoleta.

En los sistemas de energía que requieren cada vez más un funcionamiento dinámico, las centrales de ciclo combinado son estáticas en comparación con sus homólogas de ciclo abierto, como los motores de combustión interna (ICE).

Las centrales ICE pueden arrancar y estar a plena carga en cinco minutos, funcionar el tiempo que sea necesario y volver a descargarse en menos de cinco minutos. Si el sistema las necesita de nuevo o si se produce un pico de precios en tiempo real, pueden ponerse en marcha inmediatamente, incluso después de haberse descargado.

Un futuro neto cero

Cuando se trata de la utilidad a largo plazo de un proyecto, tanto los planificadores del sistema eléctrico como los propietarios de los activos quieren saber qué activos pueden ayudarles a alcanzar sus objetivos de descarbonización hoy y dentro de 20 años.

El último 10-20% de las emisiones es el más difícil de eliminar de un sistema. Requieren proporcionar electricidad firme y libre de carbono, lo que sólo pueden hacer unas pocas tecnologías. Los biocombustibles son una buena opción, ya que proceden de una fuente renovable. Tienen emisiones directas, pero se consideran neutros en carbono. Son más caros, pero cada vez están más disponibles. Además, son sustitutos inmediatos de los combustibles fósiles que requieren muy pocos cambios en la infraestructura para su integración.

Por último, los combustibles del futuro, como el hidrógeno, ofrecen una opción interesante para los diseñadores de sistemas que buscan el almacenamiento a largo plazo del exceso de electricidad renovable. Mediante el uso de electrolizadores, el hidrógeno puede producirse a partir del agua y almacenarse para su posterior uso en aplicaciones de equilibrio térmico.

La integración de la capacidad solar y eólica en los sistemas eléctricos impulsará la descarbonización en todo el mundo. Estos activos intermitentes requerirán un equilibrio de corta y larga duración.

A través de nuestra investigación y modelización de los sistemas de energía en toda América Latina, hemos visto que la térmica flexible que utiliza combustibles sostenibles, como la tecnología ICE, puede permitir el impulso final hacia el 100% renovable.

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