Análisis: AES estudia cómo optimizar la integración de más energías renovables en El Salvador

Christian Castro, director de mercado eléctrico en AES El Salvador, compartió su lectura sobre soluciones para evitar vertimientos solares en el sistema. En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica se refirió a alternativas de flexibilidad y almacenamiento energético. 

¿Qué horizonte de negocios identifica para energías renovables en El Salvador? 

El sistema eléctrico tiene una demanda máxima de más o menos 1000 MW. Y, entre lo que ya tenemos conectado y lo que se va a conectar en los próximos 12 meses, me atrevería a pensar que cerca de unos 350 a 400 MW solares están en distribución; mientras que, en transmisión tenemos como unos 220 MW entre eólica y solar.

Dicho eso, para un sistema de 1000 MW, el hecho de tener unos 600 MW eólicos y solares, es una cantidad bastante grande que no permite un mayor crecimiento en el corto plazo, sin que tenga consecuencias; como, por ejemplo, que existan vertimientos solares.

¿Ya están experimentando vertimientos?

Estábamos acostumbrados a tener déficit de generación en décadas de los 80s 90s, pero hoy estamos atravesando el problema opuesto que es el exceso de generación.

Desde hace dos años más o menos apareció este fenómeno que para nuestro mercado era nuevo y nos llevó a tener que apagar una planta solar en algunas horas.

¿Qué alternativas evalúan para resolver la problemática de vertimientos? 

Por lo pronto, una reglamentación que salió a principios de año dictamina la forma óptima de gestionarlo, de modo que la decisión sea transparente, más fácil operativamente y minimice la afectación de los generadores.

¿A quiénes apagan y porqué? 

Hay un criterio técnico y una lista de méritos para decidir a quién apagar primero y cómo se va a remunerar para que el curtailment sea al mínimo costo.

La geotermia, la biomasa a través de ingenios azucareros, la solar y eólica, todas las tecnologías son las que se consideran que deben aportar al vertimiento. Se deja por un lado a cualquier tecnología que fácilmente se puede apagar o encender como puede ser la térmica o incluso la hidro.

A partir de ahí, a través de un contraste de mercado de flexibilidad, se define por hora cuánta potencia apagar proporcionalmente a todos los generadores que participan, ejemplo un 10% sobre 40 MW que se necesite apagar. Ahora bien, ese 10% es un aporte financiero, no físico. Para no apagar 10% en cada planta, la lista de prioridad indica apagar a la generadora que va a tener menores costos de apagado o que va a perder menos dinero por su estructura de contrato. Si con la primera planta logro suplir esos 40 MW que el sistema necesita apagar, sólo se apaga esa máquina y los otros generadores que no apagaron sus máquinas compensan a la máquina que se apagó aportando más de su 10%.

Entonces es una flexibilidad financiera…  

Digamos que es un mercado 100% financiero en flexibilidad, pero lógicamente se debe apagar físicamente la generadora con menos costos para poder suplir lo que me está demandando el sistema eléctrico.

Para evitar continuar apagando centrales a cada hora, ¿cómo proponen solucionar la problemática de fondo? 

A mediano y largo plazo radica en la implementación de sistemas de almacenamiento que, siempre y cuando los costos lo permitan, puedan hacer más flexible al sistema eléctrico y que, por lo tanto, también optimicen la capacidad del sistema eléctrico para aumentar la penetración de energías renovables.

¿Están estudiando integrar el almacenamiento dentro del plan indicativo de licitaciones de AES? 

No se ha actualizado formalmente el plan indicativo de licitaciones. Antes hay que hablarlo con el regulador y puntualmente aún no lo estamos hablando.

¿Habrá lugar para más renovables en sus licitaciones? 

Por lo pronto y en los próximos cinco años no requerimos hacer ninguna licitación adicional porque el 50% exigido por decreto ejecutivo ya lo cubrimos con los contratos que tenemos vigentes.

Ahora bien, eso no significa que el gobierno no pueda cambiar la exigencia o que proponga que saquemos una nueva licitación de energías renovables con baterías que eleve de 50% a un 60% el porcentaje exigido. Esto puede estar a nivel de idea o conversaciones informales, pero no hay un avance puntual de una futura licitación.

¿Qué oportunidades habría para almacenamiento? 

Se ha estado trabajando a nivel de operador del mercado mayorista. Se ha contratado una consultoría para que analice y nos indique qué cambio reglamentarios habría que aplicar en el reglamento actual para introducir las baterías y eso dejaría el camino abierto a que se impulsen esos proyectos a riesgo propio o mediante licitaciones.

¿Concibe esos eventuales nuevos proyectos de almacenamientos independientes a las generadoras o serían nuevos proyectos híbridos de renovables y almacenamiento? 

La respuesta está en lo económico o en el precio de las baterías. Supongamos que el sistema eléctrico tiene todavía como proveer reservas de forma eficiente. Si partimos de esa premisa y me preguntas si prefiero adicionar 100 MW solares sin batería que van a causar un vertimiento de un millón de dólares al año, por poner un ejemplo, o si prefiero un nuevo sistema solar de 100 MW con baterías que no me va a aumentar el vertimiento, pero la batería me van a costar dos millones de dólares al año…. mejor me quedo sin la batería, si el costo del vertimiento es menor. Entonces, yo creo que la decisión dependerá de un análisis costo-beneficio en el momento de tener que dar una respuesta.

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