La confiabilidad de los sistemas eléctricos

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Para Oscar Ferreño desvincular los contratos de la necesidad de potencia firme es una muy buena y necesaria opción. De este modo se enviarían señales adecuadas de inversión y se facilitaría la celebración de contratos entre agentes del mercado.

Escribe Oscar Ferrero

En sus orígenes el servicio de electricidad era un servicio público en todas sus etapas. Era necesario dimensionar el parque de generación para que el sistema no colapsara. Es decir, que se pudiera en toda circunstancia abastecer la demanda del sistema acotando al mínimo, dentro de lo económicamente admisible, el riesgo de falla. Se definía de esa manera la confiabilidad del sistema.

En aquel entonces los sistemas se componían exclusivamente de unidades de generación térmica y centrales hidroeléctricas. Para dimensionar el parque de generación térmica necesario se realizaban estudios donde se determinaba la demanda prevista de forma anualizada.

Para ello se consideraba el conjunto de centrales hidroeléctricas operando en un escenario extremadamente seco (eventualmente una probabilidad de excedencia del 95 %) y se admitía una probabilidad de falla relativamente baja, por ejemplo, no más de un déficit energético del 0,1 % de la demanda. Se puede decir que los planificadores efectuaban un enfoque sistémico sobre la confiabilidad del abastecimiento de la demanda.

A partir de la desregulación, que ocurrió en forma generalizada en la última mitad del siglo pasado, la generación eléctrica dejó de ser un servicio público para pasar a ser un servicio en libre competencia. Los consumidores y los generadores celebran ahora contratos de compra venta de energía. Sin embargo, y debido a la característica intrínseca de los sistemas eléctricos, que en todo instante la demanda debe ser igual a la generación, se mantiene el despacho económico centralizado creándose un mercado spot donde los contratantes dirimen las diferencias entre lo contratado y lo realmente despachado.

Para evitar que el sistema colapse se establece que los contratos entre los generadores y consumidores sean contratos de potencia firme con energía asociada. Se establece un abordaje unitario de la manera de evitar que el sistema eléctrico entre en falla. Se exige que una central pueda responder a la convocatoria del despacho centralizado, y esa respuesta se toma como su capacidad de brindar potencia firme. Se procede entonces a definir la potencia firme en función de la tecnología de generación que se utiliza entre los contratantes.

Para el caso de la energía térmica se define como potencia firme a la potencia de placa afectada por un porcentaje de disponibilidad que es auditable. Para las hidroeléctricas (la otra tecnología de generación existente en ese momento) se definía mensualmente la potencia firme como la potencia media de la energía despachada mensualmente en el período firme en el caso de una crónica hidrológica que tiene una probabilidad muy elevada de ser superada (eventualmente el 95%). El “período firme” está definido como cierta cantidad horas que corresponden a las de mayor demanda. Es decir, se define como potencia firme de la hidroeléctrica a la energía que esa tecnología puede dar en el período de mayor demanda y en condiciones de sequía extrema.

Si bien este es un enfoque unitario del problema de la confiabilidad del sistema, en algunas reglamentaciones se reconoce la sinergia entre la hidroeléctrica y la térmica, ya que los contratos tienen obligación de respaldar con potencia firme un determinado porcentaje de la potencia media, valor que puede resultar arbitrario.

Para otras tecnologías distintas de la térmica o la hidroeléctrica, como no existían o no eran relevantes en el momento de la redacción de las reglamentaciones, no se definió ningún criterio para determinar su potencia firme, considerando que como no son convocables su potencia firme unitaria es cero. Hoy en día la energía eólica produce en varios mercados un alto porcentaje de la generación de energía que se consume en el mercado eléctrico y la fotovoltaica, si bien es todavía marginal, tiene un gran potencial de crecimiento debido a sus cualidades para integrar la generación distribuida. La eólica y la fotovoltaica no tienen potencia firme en sí mismas pero sí tienen sinergia con las tecnologías convencionales, y hacen un claro aporte a disminuir las necesidades de potencia firme del sistema. Por lo tanto, es necesario adaptar los reglamentos para que las señales de inversión sean adecuadas.

Existen varias formas de calcular la potencia firme de estas nuevas tecnologías:

El primer método sería considerarlas en forma idéntica a la generación hidroeléctrica. Es decir, considerar la energía media que se despacha en el período firme en una condición de producción de excedencia elevada. Una crítica a este método sería que, como la eólica y la solar son autodespachables, estas desplazarán a la hidroeléctrica que sí es despachable y harían disminuir la potencia firme de las hidroeléctricas.

El segundo método sería cambiar el período firme, considerando esta potencia como las horas de mayor demanda neta de la semana, considerando como demanda neta a la resultante de restar de la demanda real la producción de las tecnologías autodespachables.
Ambos métodos tienen el inconveniente de brindar un enfoque unitario del problema de cómo evitar el colapso del sistema y no reconocen la sinergia entre las tecnologías.

Un tercer método sería el conocido como “equivalente térmico”. Este método consiste en determinar cuánta térmica es necesaria instalar en un sistema alimentado solo por térmicas para que este no colapse o tenga la falla acotada a un valor predeterminado. Luego se debe analizar los aportes que cada tecnología hace en forma individual para disminuir las necesidades de potencia firme del sistema cuando actúan con probabilidad de excedencia elevada. Finalmente se pueden hacer los aportes en conjunto de todas las tecnologías y repartir la sinergia resultante en función de los aportes individuales. Este método parece representar mejor que los anteriores a la verdadera necesidad de potencia firme de los sistemas.
Sin embargo, creemos que es mejor volver a un método que presente un enfoque sistémico de la problemática.

Este método podría consistir en reconocer solamente a las térmicas como únicas aportantes de potencia firme y que las necesidades de potencia firme (PFN) sean determinadas por el regulador en base a estudios del sistema eléctrico integrado con todas las tecnologías no firmes operando con probabilidades de excedencia elevada. El regulador establecería un precio de referencia de la potencia firme (PRPF) (como lo hace hoy). Los contratos entre consumidores y generadores serían de energía y no de potencia como sucede en la actualidad.

A cada contrato entre generador y consumidor se le obligaría a declarar la Potencia Máxima que debe ser Respaldada (PMR). La suma de todas las potencias de los contratos sería la Potencia Total a Respaldar (PTR = SUMA PMR). Cada Consumidor debería pagar al regulador una cantidad igual a PMRPRPFPFN/PTR, sumando además las tasas por administración correspondientes. El monto de esta recaudación seria PRPFPFN, más las tasas de administración correspondientes. Los generadores térmicos tendrán en forma individual una Potencia Firme Reconocida (PFR) y en su conjunto una potencia Firme Reconocida Total (PFRT = SUMA PFR) y recibirán una remuneración igual a PFRPRPFPFN/PFRT. El monto a recibir por los generadores térmicos sería PRPFPFN

Si ocurriera que la PFRT fuera menor que PFN, el regulador hará una subasta de potencia firme por la potencia firme faltante y el precio que resulte de esa subasta será el nuevo PRPF.

Nos parece que este método daría las señales adecuadas de inversión y facilitaría los contratos entre agentes del mercado.

La propuesta de reconocer potencia firme solo a la térmica es radical, pero apunta a dejar de exigir que cada contrato disponga de potencia firme, es decir trata de eliminar desde nuestro punto de vista la excesiva a valoración o tributo que las regulaciones hacen hacia la potencia firme. Creemos que los sistemas con gran cantidad de eólica e hidráulica son confiables en sí mismo si hacemos un enfoque sistémico, y que la potencia firme que precisan se limita a una suerte de generación de emergencia, rol que deberán cumplir las térmicas en un futuro cercano y que su rentabilidad no está dada por el mercado sino por el regulador.

En vez de exigir a cada contrato de suministro su respaldo propio, este será un servicio del regulador.

Este servicio de potencia tendría un valor equivalente a rentabilizar una turbina de gas, sería del orden de 6 U$S/MWh y cada contrato no térmico pagaría solo una fracción de ese valor en función del respaldo térmica que precisa el sistema.

Entendemos que desvincular los contratos de la necesidad de potencia firme es una opción perfecta y propia de mercados y sistemas organizados y modernos. Este modelo se acerca a los pagos por regulación terciaria o restricciones técnicas de otros marcos regulatorios avanzados.

(*) Director de Relaciones Institucionales & Regulación en Ventus Ingeniería

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