Septiembre - Octubre de 2016
No. 106
Valor: $25.000
ENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES
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Bogotá - Colombia ISSN1692 - 7052 www.mundoelectrico.com
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La evolución de la matriz eléctrica uruguaya y los hallazgos encontrados en un mercado de alta penetración eólica, la caída de algunos mitos *Por: Acad. Ing. Oscar Ferreño
A
unque la historia del sistema eléctrico uruguayo comenzó a escribirse un poco antes, la referencia fundamental es la creación de la hoy llamada Administración Nacional de Usinas y Transmisiones Eléctricas, hecho que ocurrió en 1912, por lo que ya han transcurrido más de 100 años.
Estos 100 años de historia transcurrieron con una expansión del sistema eléctrico, primero en forma de islas y luego en forma interconectada, y con un aumento constante de la cantidad de energía que se comercializa en él. A grandes rasgos puede decirse que la tasa de crecimiento ha sido del orden del 3 o 3.5% anual, lo que es igual a decir que se ha ido duplicando cada aproximadamente 20 o 25 años, lo que en términos de necesidades de abastecimiento es muy significativo. Si dividimos estos 100 años en tercios, tenemos que para el primer tercio la generación era esencialmente térmica, a carbón para el área metropolitana y mediante combustibles líquidos para las ciudades y pueblos del interior que no estaban interconectados.
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Breve historia de la matriz eléctrica uruguaya
INFORME ESPECIAL En el segundo tercio tenemos el gran desarrollo hidroeléctrico que convirtió a Uruguay en líder en cuanto a la utilización de esta fuente (Uruguay realizó las cuatro represas hidroeléctricas rentablemente posibles que hoy existen entre 1938 y 1982). Es muy notorio y se debe resaltar que en 1983 la producción hidroeléctrica en un año hidrológicamente medio era más de dos veces la demanda de energía eléctrica, y Uruguay se convirtió en aquella época en exportador de energía. En ese segundo tercio la energía térmica cambió de carbón a derivados de petróleo y pasó progresivamente a tener un papel de respaldo de la generación hidroeléctrica en vez de cumplir la función de ser generación de base, como ocurría en el primer tercio. En esta etapa se puede decir que con cada aprovechamiento hidroeléctrico se instalaba una central térmica cuya función principal era la de respaldar la generación hidroeléctrica. Los cuatro aprovechamientos hidroeléctricos uruguayos se caracterizan por tener una gran dispersión en su producción, teniendo una producción media de 6700 GWh anuales pero con valores mínimos del orden de 3500 y máximos de 9500 GWh. En el tercer tercio, debido al crecimiento de la demanda y la imposibilidad técnica y económica de poder realizar nuevas centrales hidroeléctricas de gran porte, se recorre el camino inverso, siendo cada vez más importante la participación de la generación térmica. Es más, hasta hace muy poco tiempo parecía que Uruguay se encaminaba a ser un país cada vez más térmico.
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En este período comienza a tener relevancia la interconexión
con Argentina que sobrevino con la creación de Salto Grande, esta interconexión internacional pionera en América Latina, hizo de los sistemas uruguayo y argentino uno solo desde el punto de vista eléctrico, siendo el sistema Argentino del orden de 10 veces superior al uruguayo. Esta poderosa unión física entre los sistemas hizo que en Uruguay se tomara durante la década de los noventa, una decisión nunca enunciada, pero sí tomada de hecho, que fue que el respaldo térmico de las centrales hidroeléctricas uruguayas estuviese en territorio Argentino. En efecto, las reformas que durante los años 90 se aplicaron a los sistemas energéticos de Argentina (electricidad e hidrocarburos) llevaron a que durante algunos años los precios de generación térmica en Argentina fuesen de tres a cuatro veces inferiores a los de Uruguay y con una gran abundancia. El hecho real es que durante 15 años no se realizó ninguna inversión en generación de porte en Uruguay, las necesidades de respaldo se cubrían con contratos de potencia firme con energía asociada, y las inversiones en generación volvieron cuando el sistema Argentino dejó de tener posibilidades de abastecer en forma firme al sistema Uruguayo.
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El cambio de situación del sistema Argentino, que determinó la no renovación de los contratos que estaban vigentes de potencia firme con energía asociada, fue muy traumático para Uruguay. De pronto el país se encontró con una demanda creciente que alcanzaba en esa época a los 8200 GWh anuales por lo que la Generación hidroeléctrica solo la podría cubrir en caso de máxima hidraulicidad, pero que en valores medios ya implicaba un importante utilización de energía térmica. A este déficit de respaldo térmico debió sumarse un incremento sostenido de los valores del petróleo. Como todo proceso traumático, esta instancia sirvió para implantar innovaciones. La empresa eléctrica además de instalar nuevas centrales más o menos convencionales de generación térmica, comenzó a ensayar la utilización de energías renovables no convencionales ya sea mediante inversión propia o mediante la compra de energía a productores privados con contratos de largo plazo. En este ámbito se realizaron contratos de energía proveniente de biomasa, en algunos casos de procesos de cogeneración pero también provenientes de biomasa procedente de procesos forestales o agrícolas. El caso más notorio es el de la generación eólica, que muestra actualmente un impulso enorme, se puede afirmar que hoy se encuentra en un estadio similar al que tenía la hidroeléctrica en los años 50 del siglo pasado y se ha convertido en parte fundamental de la solución a los problemas energéticos de Uruguay. Esto ha permitido rebelar ciertos hallazgos y observar la caída de algunos mitos que la alta penetración eólica ha permitido constatar. El pequeño Uruguay, con 180.000 km2 y solo 3,5 millones de habitantes, tiene una carencia total de combustibles fósiles y un mercado eléctrico de poco más de 10.000 GWh anuales, es un buen ejemplo de lo que puede ser el futuro de América Latina. La situación de la Energía Eólica en el mundo en el año 2005, cuando Uruguay tuvo su crisis energética. En el año 2005 se comenzaba a comercializar en forma masiva equipos con tecnología de control de potencia por velocidad y paso variable. Países como España, Dinamarca y Alemania habían avanzado en estos desarrollos. Esta tecnología basada en la electrónica de potencia permite producir energía de buena calidad fácilmente inyectable a la red sin distorsionar el servicio eléctrico y permitió aumentar el tamaño de los equipos aumentando a su vez el potencial eólico de una región.
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En Uruguay se comenzó a relevar el potencial eólico mediante puestos de medición a 100 m de altura en torres de telefonía celular y se observó que el potencial era enorme: a razón de 1 MW cada 30 hectáreas, en los 12.000.000 de hectáreas destinados a la ganadería cabrían 400.000 MW. Comienzo de la Eólica en el Uruguay, licitaciones de Energías Renovables no Tradicionales
de la demanda.
En el año 2007 se realizó una primera licitación para 20 MW de eólica, 20 MW de biomasa y 20 MW de Minihidro. Esta subasta se adjudicaba al menor precio y se aseguraba contratos de compra de la energía producida durante 20 años. No hubo ofertas de Minihidro y se adjudicaron 20 MW de Eólica a 92 US$/MWh y 20 MW de biomasa a 108 US$/MWh.
Causas del éxito de la eólica en Uruguay
En paralelo, la empresa estatal de energía construyó en cooperación del gobierno de España un parque eólico de última tecnología, de 20 MW para analizar el desempeño y la adaptación a los sistemas interconectados de la Generación Eólica.
Hoy se encuentran operativos casi 850 MW Eólicos y hay otros 650 en construcción que estarán operativos para 2017. Hay además unos 120 MW de Biomasa (80 MW de cogeneración) y unos 100 MW de Fotovoltaica. La generación Hidroeléctrica media alcanza al 65% de la demanda. Las ERNC alcanzarán para el año 2017 el 45%
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1. Reglamentación Dentro de la reglamentación de la Ley del Mercado Eléctrico Mayorista hay un artículo que es fundamental y que seguramente al redactarse no se preveía su importancia: Decreto 360/2002 - Marco Regulatorio Mercado Eléctrico – Artículo 298. “Si, en virtud de directivas de política energética, se dispone que la compra de parte del suministro de los Participantes Consumidores o de determinado tipo de Participante Consumidor, se cubra con energías renovables no convencionales, se realizará una licitación pública internacional, a fin de adjudicar un Contrato Especial para la instalación de la generación con dichas energías. La licitación se realizará con un modelo de pliego y contrato formulados por el Regulador y bajo su supervisión. En el caso de un Distribuidor, el costo de dicho Contrato Especial será considerado trasladable a tarifas.” Esto es muy importante ya que lo de “Contrato Especial” se refiere a que no es necesario potencia firme y el “trasladable a tarifas” permite contratos de largo plazo. 2. Tecnología La madurez tecnológica de los Aerogeneradores en el momento que Uruguay comienza a incursionar en la Generación Eólica. Los aerogeneradores equipados con control de potencia por velocidad variable y paso variable producen energía de gran calidad que puede introducirse en los sistemas eléctricos sin inconvenientes y reduce los esfuerzos en los equipos, lo que permite aumentar el tamaño de estos y en consecuencia la eficiencia y por lo tanto significan un aumento de potencial eólico de un sitio. Como la velocidad variable se logra con electrónica de potencia también se mejoran los servicios de control de energía reactiva.
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Para el 2010, y ante lo satisfactorio de las experiencias realizadas, se lanzó una nueva subasta de tres parques eólicos de 50 MW cada uno también con contratos de compra de Energía a 20 años, esta vez el resultado fue de 85 US$/MWh. En el año 2011 se repitió la subasta de tres parques eólicos de 50 MW cada uno también con contratos de compra de energía a 20 años. Esta vez el resultado fue de 63 US$/MWh. Las ofertas alcanzaban los 850 MW y las más caras superaban los 100 US$/MWh. Cuando el estado se disponía a realizar una nueva subasta, esta vez por 450 MW, los oferentes no adjudicados dijeron estar dispuestos a realizar los parques al precio de 63 US$/MWh. Se llamó entonces a la adhesión entre los participantes, a contratos a ese precio y en febrero de 2012 se adjudicaron otros 13 Parques de 50 MW. Al mismo tiempo y tomando ese precio como referencia el estado se aprestó a construir, bajo la forma de sociedades de participación público privada, otros 420 MW en forma de parques de 70 MW. También por iniciativa privada (VENTUS) se construyeron otros 100 MW que se comercializan al precio marginal del mercado eléctrico uruguayo (spot) o suministrando energía a privados en lo que es el comienzo de una participación privada activa en el mercado de Generación.
La Generación Térmica cumplirá una función de respaldo y podrá abastecer el 25% de la demanda en condiciones de extrema sequía. En principio, las ERNC están sustituyendo a la Generación Térmica, pero luego podrán cubrir el crecimiento de la demanda que es a razón de 3,5% anual, y significarán ahora unos 100 MW eólicos por año.
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Hallazgos y caída de algunos mitos en Uruguay
La experiencia a escala industrial de Uruguay en Generación eólica comenzó en 2005, en plena crisis energética y cuando el Directorio de la UTE le encomendó a la Gerencia de Generación analizar las posibilidades de instalar un parque eólico de 10 MW. La realización de este parque trajo aparejado el descubrimiento del desarrollo europeo en estas tecnologías, en particular España y el hecho que la generación eólica se adaptaba muy bien a las necesidades energéticas de Uruguay.
solución a los problemas energéticos de Uruguay pero sí que colabore a resolverlos”
Hoy hay operativos 900 MW eólico que suministran el 25% de las necesidades eléctricas del Uruguay y en algunos meses habrá operativos 1500 MW, lo que convertirán a Uruguay en el mercado eléctrico con el mayor porcentaje de participación eólica en el mundo, superando el 42% de penetración. Este éxito de la eólica en Uruguay no siempre se percibió de igual manera y al comienzo había ciertos mitos que vaticinaban que la eólica tendría un papel marginal en el sistema Uruguayo. Se decía “no pretendemos que sea la
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Mitos de la generación eólica. A continuación se busca resaltar algunos hallazgos que la experiencia de Uruguay de alta penetración eólica ha podido revelar y que pueden ser inéditos a nivel mundial, en particular se observa la caída de algunos mitos:
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Que la energía producida es de mala calidad y solo puede introducirse en forma parcial o marginal. Que se trata de una forma de generación muy costosa. Que las variaciones de potencia horaria son muy bruscas y la hacen ingobernable. Que siempre precisan gran cantidad de respaldo firme. Por cada MW eólico que se instale es necesario instalar un MW térmico y de funcionamiento muy flexible (turbinas de gas y motores).
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Hallazgo sobre la calidad de la energía producida por aerogeneradores
Hallazgo sobre los costos de la Generación Eólica
Al inicio de la generación eólica en gran escala se utilizaba equipos de velocidad fija y en algunos casos de palas fijas. Esto era lógico porque la generación tradicional se desarrollaba con Generadores sincrónicos. La naturaleza “arrachada” del viento, transmitía las turbulencias a la producción eléctrica, provocando que la energía producida fuera fluctuante con potencia y voltaje variable (flickers) y limitando el tamaño de los aerogeneradores debido a los esfuerzos variables que la turbulencia les imponía. En estas circunstancias la eólica solo podría tener una participación marginal.
Un aerogenerador moderno de velocidad y paso variable de 2 MW, 100 m de altura de buje y 100 m diámetro tiene un costo de inversión de unos MM 1,8 US$/MW.
Al principio de los años 90, se comenzó a analizar la idea de los aerogeneradores de velocidad variable, la velocidad de giro de la máquina varía con las variaciones de la velocidad del viento actuando como filtro de las perturbaciones. En 1991 entró en funcionamiento el AWEC 60 de 1,5 MW y 60 m de diámetro, poseía un generador de inducción doblemente alimentado estando el rotor alimentado por una cascada hipersincrónica, en ese entonces los aerogeneradores no superaban los 200 kW.
A título de ejemplo, con algo menos de 900 MW instalados, el 25 de abril próximo pasado a las 3 de la mañana la eólica alimentaba el 83% del consumo uruguayo y el 26 de marzo a lo largo del día la eólica produjo el 65% de la energía entregada al sistema. Con 1500 MW habrá muchos días y muchas horas donde la eólica cubra el 100% de las necesidades energéticas del país. La energía eólica dejó de ser una ayuda para ser parte fundamental de la solución de los problemas energéticos.
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La Energía Eólica no tiene costo de combustible, por eso tanto el Capex como el Opex (solo O&M en este caso) son una parte muy importante del costo de generación, esto lleva a la necesidad de contratos de largo plazo. Este es el caso de lo que se encontró en las subastas uruguayas.
Un Ciclo Combinado que pueda funcionar tanto con combustibles líquidos como con gas natural tiene un costo de inversión de aproximadamente 1.000.000 US$/MW. Si trabaja a potencia nominal 7.000 horas por año (factor de utilización de 80%) y queremos que se repague en 9,11 (TIR de 7% a 15 años) años el Capex será de: • 1.000.000 US$/ MW/ 7000 h /9.11 = 15.7 US$/ MWh; • Si agregamos un O&M de 2 US$/MWh; • Esto nos da un costo del MWh sin combustible del orden de 18 US$/MWh; Por cada dólar que cuesta el MMBTU el costo de generación es de 6.8 US$/MWh. Si hacemos la cuenta vemos que en el caso de Uruguay, los costos del Ciclo Combinado igualan a la Eólica para un costo de combustible de 6,2 US$/MMBTU o un petróleo a 40 US$/Barril. • La eólica es una tecnología de costo variable muy bajo. • Hay grandes posibilidades de que su vida útil seguramente vaya mucho más allá de los 20 años de las actuales certificaciones. • Siempre será es posible encontrar algún tipo de financiación que vuelva rentable cualquier precio de comercialización de la energía eólica. Las recientes subastas de Perú y México son un ejemplo de esa posibilidad.
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Para el año 2006 en Europa solo se comercializaron generadores de control de potencia por velocidad variable y paso variable, este último para limitar la potencia máxima. Al variar el viento el aerogenerador varia su velocidad de giro y actúa como un volante de inercia modulando la entrega de potencia y disminuyendo los esfuerzos sobe los mecanismos del aerogenerador, permitiendo la inyección de más potencia y el aumento del tamaño de las maquinas. Con esta tecnología desapareció el problema de calidad de energía y al disminuir el esfuerzo sobre los equipos aumentó el tamaño de los mismos aumentando el potencial eólico de una región determinada y el factor de capacidad de los parques eólicos, convirtiéndolos en mucho más estables.
Si trabaja a potencia nominal 3.950 horas por año (factor de capacidad de 45%) y queremos que se repague en 9,11 años (TIR de 7% a 15 años), el Capex será de: • 1.800.000 US$/ MW/ 3.950 h /9,11 = 50 US$/ MWh. • Si agregamos un Opex de 10 US$/MWh. • Esto nos da un costo total en el orden de los 60 US$/ MWh.
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INFORME ESPECIAL Hallazgo sobre las variaciones de la Generación Eólica
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Se decía que las variaciones de la eólica eran muy bruscas, se hablaba de “excursiones de potencia” de gran magnitud. El problema no era solo el cese de los vientos sino sobre todo en el momento de fuertes vientos cuando todos los aerogeneradores “cortan” por exceso de viento. La experiencia uruguaya ha demostrado que esto es cierto solo si los parques estuviesen concentrados en un solo punto geográfico. Entre el 28 de setiembre de 2015 y 13 de mayo de 2016 tuvimos en operación 848 MW eólicos durante un período de 5472 Horas. Estos MW están más o menos distribuidos en todo el país. En ese periodo la variación horaria máxima fue de 228 MW. •
Si consideramos el 97% de las horas, la variación máxima fue 120 MW. • Si consideramos el 95% de las horas, la variación máxima fue 100 MW. • Si consideramos el 90% de las horas, la variación máxima fue 60 MW. • Si consideramos el 60% de las horas, la variación máxima fue 10 MW. Estas variaciones horarias son mucho menores que las variaciones intempestivas por disparos de grandes unidades térmicas o hidroeléctricas. Hallazgo sobre las necesidades de potencia firme para respaldar a la energía. Desde el año 2010 UTE consideró la realización de un Ciclo Combinado de 540 MW para respaldar el desarrollo eólico de Uruguay complementando las unidades térmicas existentes y remplazando a las más antiguas.
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A principios de 2013, ante los atrasos que tenía la construcción del Ciclo Combinado se decidió recurrir a arrendamiento de Centrales de Emergencia, en junio de 2013 de acuerdo a los estudios realizados por UTE y ADME había operativos 350 MW de esas características, equipos que tuvieron un uso regular. En principio el arrendamiento sería hasta tener operativo el C.C. A principios de 2016, y ante los atrasos en la construcción del C.C., se volvieron a revisar los estudios para determinar si era necesario aumentar la generación de emergencia y sorprendentemente se pudo prescindir de 300 MW de esos 350 arrendados. Lo que ocurría era que entre junio de 2013 y mayo de 2016, había operativos 800 MW eólicos. Esos 800 MW eólicos contribuyen al sistema con el equivalente de 300 MW térmicos. Si consideramos el año 2018 con una demanda de 11282 GWh, y un parque generador compuesto por: • • • •
1593 MW Hidroeléctricos 1500 MW Eólicos 200 MW Fotovoltaicos 200 MW Biomasa
Podemos efectuar simulaciones para los escenarios hidráulicos más secos. Si admitimos un riesgo de falla de 1% y el sistema solo tiene la Biomasa y la Térmica tendremos que se precisan 1500 MW térmicos. PFN = 1500 MW Si admitimos un riesgo de falla de 1% y el sistema solo tiene la Biomasa, la Térmica y la Hidráulica en el año más seco,
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tendremos que se precisan 850 MW térmicos. Entonces la contribución de la hidráulica en años secos equivale a 650 MW térmicos. CPFH = 650 MW
drásticamente las necesidades de generación térmica de respaldo y permite facilitar la comercialización de la energía eólica entre agentes.
Si admitimos un riesgo de falla de 1% y el sistema solo tiene la Biomasa, la Térmica y la Eólica tendremos que se precisan 1150 MW térmicos. Entonces la contribución de la Eólica equivale a 350 MW. CPFE = 350 MW
Comparación de Colombia con Uruguay
Si admitimos un riesgo de falla de 1% y el sistema solo tiene la Biomasa, la Térmica y la Fotovoltaica se precisan 1480 MW térmicos. Entonces la contribución de la fotovoltaica es de 20 MW. CPFE = 20 MW Si admitimos un riesgo de falla de 1% y el sistema tiene la Biomasa, la Térmica, la Hidráulica en el año más seco, la Eólica y la Fotovoltaica tendremos que se precisan 300 MW térmicos. Entonces la contribución del conjunto es de 1200 MW. CPFC = 1200 MW. Vemos que la suma de CPFH más CPFE más CPFF resulta en 1020 MW Lo que es menor que la CPFC. Hay una sinergia entre la Hidroeléctrica y las ERNC, la contribución a las necesidades de Potencia Firme en conjunto es mayor que las contribuciones individuales. Esta experiencia hace desaparecer el mito que dice que la eólica no aporta potencia firme a los sistemas eléctricos.
El aporte de potencia firme a los sistemas eléctricos.
Los reglamentos que exigen potencia firme a los contratos no reconocen potencia firme a las ERNC, esto es debido a su variabilidad y a que no son gestionables. En el caso de Uruguay es claro que es necesario una adecuación del reglamento a las características actuales del sistema eléctrico. Las ERNC desplazando en el despacho a las hidroeléctricas hacen que los embalses duren más y aumentan en forma significativa la potencia firme de los sistemas que integran. Las renovables y la eólica en particular combinadas con las hidroeléctricas disminuyen drásticamente las necesidades de respaldo térmico. La eólica desplaza a la hidráulica cuando el viento sopla y prolonga la duración de los embalses, la hidráulica cubre a la eólica cuando el viento cesa. Esto es cierto aún en el caso de embalses de pocos días de almacenamiento.
Acerca del autor Acad. Ing. Oscar Ferreño. Egresado de la Universidad de la República en 1980. Trabajó en UTE desde 1979 y hasta el 2015 en el Área de Generación. Entre 1993 y 2015 fue Gerente de Generación. En este cargo tuvo papel protagónico en la introducción del Energía Eólica en Uruguay. Integra el Staff de Ventus, empresa Uruguaya que ha intervenido en más de 800 MW eólicos de los 1500 instalados en el país y ha construido casi 100 MW en forma completa. Está colaborando con Ventus en la Internacionalización en los Mercados de Argentina, Bolivia, Colombia, Centro América y México. Es Coordinador Internacional de Generación en la Comisión de Integración Eléctrica Regional (CIER). Es Presidente del Subcomité Uruguayo dela Comisión Internacional de Grandes Presas. Es Integrante de la Academia de Ingeniería del Uruguay. Es Integrante del Consejo Uruguayo para las Relaciones Internacionales.
* Ing. Oscar Ferreño Contacto
[email protected] VENTUS www.ventus.com.uy
La desaparición de estos mitos tiene gran importancia para el desarrollo de un sistema eléctrico, en particular han bajado
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Cuando se crearon los marcos regulatorios de la región no existían las ERNC. Los reglamentos establecen que los contratos de energía entre agentes generadores y agentes consumidores deben ser acompañados de contratos de potencia firme.
En términos globales, Colombia posee un Mercado Eléctrico del orden de 6 veces el Mercado Eléctrico Uruguayo. ¿Si Uruguay instaló en 10 años 1500 MW eólicos por qué la Colombia del 2025 no tendría 9.000 MW? En Uruguay Ventus ha colaborado o está colaborando en la realización de más de 800 MW y ha construido o está construyendo íntegramente cubriendo todas las etapas necesarias para la realización de parques eólicos más de 100 MW. En Ventus aspiramos alcanzar un desarrollo proporcionalmente similar en Colombia.
