4 de junio 2019

Opinión: ¿Cuánta energía renovable no convencional puede integrar un sistema eléctrico?

Anteriormente mencionamos la necesidad de integrar energías renovables no convencionales (ERNC) en los sistemas eléctricos para disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero. También comentamos que las ERNC más importantes (la eólica y la solar) no son gestionables, y que se deben considerar como una demanda negativa y que la demanda neta resultante puede, […]


Anteriormente mencionamos la necesidad de integrar energías renovables no convencionales (ERNC) en los sistemas eléctricos para disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero. También comentamos que las ERNC más importantes (la eólica y la solar) no son gestionables, y que se deben considerar como una demanda negativa y que la demanda neta resultante puede, en algunos momentos, ser más variable y menos predecible que la demanda total. Por lo anterior, decíamos que era necesario disponer de energías convencionales más flexibles hasta que las tecnologías de almacenamiento se volviesen más competitivas.

Ahora bien, ¿cuánta eólica o solar puede soportar un sistema eléctrico sin almacenamiento y sin presentar problemas de gestión? Una primera respuesta es que el sistema puede absorber tanta potencia de ERNC como cantidad tenga instalada de hidroeléctricas. Esta afirmación, que es más bien una llamada “regla de pulgar”, se basa en la flexibilidad de operación que presentan las hidroeléctricas, cuya rapidez para tomar o dejar carga unida a su capacidad de almacenar energía en sus embalses permite a estas copiar perfectamente las variaciones de la demanda neta. Se destaca que aún las centrales hidroeléctricas de pasada, es decir las que no tienen embalse, igualmente tienen capacidad de almacenamiento de al menos algunas horas.

Esto ubicaría a Argentina con una capacidad de admitir unos 15.000 MW de ERNC.

Esta “regla de pulgar”, si bien es efectiva en cuanto a la estabilidad del sistema eléctrico, no es tan cierta en cuanto a la cantidad económicamente óptima de ERNC. Es decir, se puede correr el riesgo de una sobreinversión en el parque de generación. Como las ERNC no son gestionables, un exceso de estas puede producir un derrame eólico o solar. Por ejemplo, si instalamos una potencia eólica equivalente a la potencia máxima demandada por el sistema es obvio que el viento pude hacer que se produzca la potencia máxima de la eólica en un momento que la demanda no sea la máxima, y entonces estaríamos ante un “derrame eólico”.

La demanda total es continua y variable, instante a instante, presentando un máximo y mínimo diario. Estos, a su vez, presentan máximos y mínimos semanales, mensuales y anuales. La energía media anual vendría representada por una potencia media equivalente más o menos al promedio entre el máximo y mínimo anual (Gráfico 1).

Si la potencia instalada de ERNC es cercana a esa potencia media anual entonces el derrame de ERNC seria mínimo o prácticamente nulo.

Los alrededor de 100.000 GWh anuales de Argentina representan una potencia media de algo más de 11.000 MW.

¿Y cuánto representaría esa energía proveniente de ERNC?

Si se trata de energía eólica que esté distribuida en una región, y hacemos una gráfica  de probabilidad de excedencia colocando al principio las potencias más altas, vemos que tenemos un comportamiento  en forma triangular. Es decir, pocos eventos con los parques produciendo a plena potencia, pocos eventos con potencia nula y el resto alineados, la energía de estos parques sería el área bajo la curva. Si se trata de parques eólicos en Argentina estaríamos en un factor de capacidad teórico de 50% (Gráfico 2)

Si se trata de parques solares, obviamente la mitad de estos eventos serían en horas nocturnas y no produciría energía. En este caso, el factor de capacidad teórico sería de un 25% (Gráfico 3).

Si se trata de una combinación de parques solares y eólicos (digamos 40/60) el factor de capacidad sería 40%.

Por lo tanto, si instalamos una cantidad de ERNC equivalente a la potencia media de la demanda podremos, sin producir derrames de ERNC no gestionables, cubrir un 40% de la demanda (Gráfico 4).

En resumen, parecería que en las condiciones actuales Argentina podría instalar entre 10.000 y 11.000 MW de ERNC sin mayores problemas de gestión. Estas ERNC cubrirían un 40 % de la demanda y, junto con las grandes hidroeléctricas, se podría cubrir hasta el 80 % de la demanda con energía renovables.

Mejoras en la infraestructura de transmisión y la progresiva instalación de capacidad de almacenamiento en el sistema (ya sea centrales hidroeléctricas reversibles o baterías estacionarias) permitirán seguir cubriendo el crecimiento de la demanda con más instalación de ERNC y mejorar aún más los porcentajes de participación de estas tecnologías.

4 Comentarios

  1. Diego Distel

    Gracias por el excelente artículo.
    Una observación: desde el 2012 más de la mitad de la potencia eléctrica que se instala por año es renovable, principalmente eólica y solar. Ya habría que dejar de llamarlas «no convencionales» (o «alternativas»).
    La energía eólica y solar pueden clasificarse como energía renovable variable, para distinguirlas de otras como la biomasa, geotérmica e hidroeléctrica, cuya potencia de salida puede controlarse.
    https://en.wikipedia.org/wiki/Variable_renewable_energy

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  2. Juan Carlos Hernandez

    Excelente articulo porque analiza y cuantifica una de las criticas mas comunes al desarrollo de las energias no convencionales y en especial a las eolicas y solares.

    Hay mucho mucho mercado a desarrollar en Argentina.

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  3. Jorge

    Me parece demasiado básico el razonamiento planteado, además de comparar curvas del tipo «monótonas» con otras de curvas de evolución histórica, como ser la evolución de la demanda; lo que evidencia una tendencia a justificar un volumen de ERNC que, según el autor de la nota, no presentaría ningún inconveniente en la gestión del abastecimiento de la demanda.
    Complementando lo anterior, la simplificación llega a tal punto que desprecia la incidencia y ca.pacidad de la red de interconexión.
    En su propio país (Uruguay – UTE como comprador), más allá de la sobre inversión y aplicación de cláusulas «take o pay», lo sierto es que el vertimiento de generación renovable es por volúmenes no previstos y contemplarlos implica la absorción de sobrecostos por parte de la demanda local injustificadamente.
    Por lo tanto, la nota adolece de información fehaciente y confiable

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  4. Diego Distel

    @Jorge: La nota plantea claramente que es un análisis preliminar, usa frases como «Una primera respuesta es…» y «regla de pulgar”. Hacia el final del artículo plantea el tema de «Mejoras en la infraestructura de transmisión» como una de las medidas para incrementar la penetración de las renovables.
    El take or pay es una herramienta que permite darle seguridad a los inversores en proyectos eólicos. Cierto nivel de «curtailment» (el recorte del aporte energía renovable eólica o solar por no poder aceptarlo el sistema por no haber demanda o capacidad de transmisión) puede llegar a ser tolerable si los costos de la energía renovable son lo suficientemente bajos.

    El tema no es «cuanta energía renovable puede aceptar el sistema así como está», hay que revertir la pregunta a «qué cambios tenemos que hacer en el sistema para tener 100% de energía renovable».

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