El estado actual del Mercado Eléctrico Uruguayo y sus perspectivas

Para comenzar a analizar el Mercado Eléctrico Uruguayo empecemos por analizar algunas características particulares de este país. Uruguay es un país pequeño de América Latina con baja densidad de población.

Tiene una superficie de 180.000 kilómetros cuadrados. Tiene la forma de un triángulo rectángulo de 600 km de base y 600 km de altura y una población de 3:500.000 de habitantes, concentrados en la base de este triángulo.

El país no tiene recursos energéticos fósiles, su economía es básicamente agropecuaria y destina a estas tareas más de 140.000 kilómetros cuadrados. Posee una topografía simple y plana, sin grandes colinas, y el 90% de su territorio está por debajo de los 200 m sobre el nivel del mar.

Entre los años 1940 y 1980 desarrolló todo su potencial hidroeléctrico posible. Este consiste en casi 1.600 MW instalados, con una producción anual que puede variar en períodos de 25 a 30 años entre un mínimo de 3.500 GWh anuales a un máximo de 9.500, estableciendo un valor medio de 7.500 GWh anuales. Hoy la demanda eléctrica anual es del orden de 11.000 GWh, con una tasa de crecimiento cercana al 2%, y un pico de demanda máximo de potencia de 2.000 MW.

En la última década del siglo pasado se tomó, aunque no de forma explicita, la decisión de alimentar la demanda de electricidad interna con la generación de las hidroeléctricas, complementándolas y respaldándolas con energía térmica importada desde Argentina.

Argentina posee recursos fósiles muy abundantes y como alguno de los complejos hidroeléctricos de Uruguay tiene carácter binacional con este país, existe entre ambos una interconexión eléctrica de 2.000 MW de capacidad que facilita enormemente los intercambios. Además, desde 2018 hay también una interconexión con Brasil de 500 MW. Uruguay y Argentina tienen un sistema eléctrico en 50 Hz, mientras que el de Brasil es de 60 Hz.

A principios de este siglo se observó que el sistema eléctrico uruguayo era muy vulnerable a los problemas económicos y energéticos de Argentina. Ante este escenario se comenzó a analizar distintas alternativas para la generación eléctrica. 

Se analizó la posibilidad de instalar una central nuclear, y de instalar una planta regasificadora a efectos de importar gas natural licuado. Al mismo tiempo se comenzó a analizar distintas tecnologías de energías renovables no convencionales, como la biomasa, la fotovoltaica y la eólica.

Respecto a estas últimas, si bien se presentaban como una alternativa posible, la comunidad científica local y la propia sociedad las veía en forma crítica Se las veía como una solución marginal.  Lo cierto era que en la primera década de este siglo ningún mercado eléctrico mostraba participaciones de la eólica o solar superiores al 10 %. Las autoridades decían: “no pretendamos que las ERNC resuelvan el problema energético, pero sí que colaboren a hacerlo”.

Este descreimiento se basaba en la llamada intermitencia de la eólica y de la solar fotovoltaica, que eran las únicas dos fuentes renovables no convencionales que aparecían con gran potencial y que además eran económicamente competitivas con las convencionales.

La mayor parte del país pensaba que al haberse agotado el desarrollo hidroeléctrico, Uruguay estaría condenado a convertirse en un país con un mercado eléctrico predominantemente térmico.

Además de la intermitencia de la eólica y la fotovoltaica se hablaba de “incursiones de potencia”, es decir, rampas muy bruscas tanto de subida como bajada de la producción energética de estas fuentes. Se ponía el ejemplo de un viento muy fuerte, que hiciera que todo el parque eólico estuviese a su máxima potencia, y que luego un nuevo aumento del viento hiciese colapsar toda la producción.

La experiencia de Uruguay demostró que estos temores eran infundados. De hecho, su sistema eléctrico ha funcionado como un laboratorio donde se pudo comprobar la viabilidad de estas tecnologías.

A la fecha día de hoy, la eólica y la fotovoltaica han desplazado totalmente a la generación térmica fósil, quedando esta solamente para un respaldo que puede ser considerado como de emergencia.

Hay varias razones que justifican este comportamiento:

1. Resulta que la solar fotovoltaica y la eólica no son realmente intermitentes, sino que son “variables persistentes”, es decir las variaciones de potencia no son bruscas, sino que son lentas y tienden a mantener la potencia que están produciendo, es decir si a una hora H la potencia es P, lo mas probable es que a la hora H+1 la potencia también sea P. La idea de la intermitencia creo que se puede asociar a parques eólicos o solares concentrados, pero la realidad es que estos se extienden por regiones y el recurso va variando continuamente en la región en forma de “olas”.

1. Hay una complementariedad natural entre el recurso eólico y el recurso solar. Durante la noche la superficie de la tierra es más fría que durante el día, haciendo a la atmósfera más estable, lo que se traduce en un gradiente de velocidad del viento menor obteniéndose mayor velocidad del viento en zonas cercanas a la superficie de la tierra. Esto se traduce en que cuando no hay sol el viento es mayor. Al mismo tiempo en invierno tenemos mayor densidad del aire y en verano tenemos mayor radiación solar.

1. Hay una complementariedad natural entre la producción hidroeléctrica de centrales de embalses que permiten cierta gestión de su producción y las centrales eólicas y solares que no son gestionables. Los fenómenos hidráulicos (temporadas lluviosas o de sequias) son de baja frecuencia, mientras que las variaciones de viento y sol son de alta frecuencia. Esto se traduce en que una central hidroeléctrica de embalse tiene confiabilidad en cuanto a la capacidad de prever la disponibilidad de producción en el corto y mediano plazo, pero no hay certezas en cuanto a plazos que superen la capacidad de almacenamiento de sus embalses. Por otra parte, las centrales fotovoltaicas y eólicas son absolutamente predecibles en términos anuales.

1. Los embalses actúan como verdaderas baterías de almacenamiento de energía, la energía no gestionable que se produce desplaza a la hidroeléctricas de embalse y estas acumulan su caudal natural.
2. Por el desarrollo hidroeléctrico binacional Uruguay posee una gran capacidad de interconexión con Argentina. Esto aumenta la región donde tienen influencia las energías renovables y provoca una atenuación de las variaciones.

Ahora bien, hasta ahora los embalses han contribuido a la integración de las energías variables, sin embargo, esta composición del parque generador actual solo será suficiente para abastecer el crecimiento vegetativo de la demanda para los próximos 8 ó 10 años.

Más allá de esos horizontes de tiempo, si queremos continuar abasteciendo la demanda eléctrica con las ERNC debemos recurrir a almacenamiento que sea complementario al que brindan las centrales hidroeléctricas.

Es necesario determinar qué características debe tener este almacenamiento en cuanto a la capacidad de reserva en el tiempo. Las centrales fotovoltaicas tienen una clara frecuencia de variación diaria, pero además tiene una variación estacional. Un parque fotovoltaico con “trackers” tiene en Uruguay un factor de capacidad de 24 %, pero este varia entre 13% para el bimestre junio julio, a un 35% para el bimestre diciembre enero.

Más difícil es identificar las variaciones de los factores de capacidad de la eólica.

En los siguientes gráficos se muestran los factores de capacidad de los mejores parques eólicos del Uruguay que suman 1190 MW, para un día, para 10, para 30 y para 60 días.

En la gráfica de 30 y 60 días puede verse claramente la diferencia de factor de capacidad de la eólica entre el invierno y verano, en parte debido a la mayor densidad del aire en invierno y en parte a la mayor velocidad de los vientos. Esto es complementario con la producción solar fotovoltaico.

Por otra parte, las variaciones del factor de capacidad de la eólica en 10 días son del orden de 45% en invierno y 20 % en verano, mientras que para 30 y 60 días estas diferencias son menores al 10% tanto en invierno como en verano.

Esto lleva a suponer que lo ideal sería combinar la fuente solar con la fuente eólica y con capacidad de almacenamiento del orden de treinta a sesenta días.

Veamos ahora en la siguiente figura cuales son las tecnologías de almacenamiento que mejor se adaptan a estas características. 

Esta figura se ha tomado de: Specht, M., Baumgart, F., Feigl, B., Frick, V., Stürmer, B., Zuberbühler, U., Sterner, M. y Waldstein, G., (2009). Storing renewable energy in the natural gas grid. Disponible en https://bit.ly/2ZhQtvD.

Para las características de Uruguay, con un Mercado Eléctrico anual de 11 TWh y una necesidad de almacenamiento de alrededor de un mes, las únicas tecnologías que se adaptan son: el almacenamiento mediante H₂ puro o mediante el gas natural sintético el cual se obtiene a través del H₂.

Esto es muy interesante ya que la única forma de ir “descarbonizando” la matriz energética es ir sustituyendo paulatinamente la energía proveniente de combustibles fósiles con hidrógeno producido por energías renovables no convencionales.

El Mercado de Combustibles Fósiles de Uruguay es entre 4 y 5 veces el Mercado Eléctrico.  Si ese Mercado empieza a sustituirse por H₂ “verde” obtenido de ERNC el problema de la variabilidad de las ERNC se irá resolviendo en forma paulatina, ya que ese H₂ servirá también como almacenamiento.

Ante este escenario pueden surgir dos interrogantes:

1. ¿hay potencial suficiente en Uruguay?
2. ¿es económicamente competitivo?

Hoy hay instalados en Uruguay unos 1.500 MW eólicos y 250 MW solares. A modo de referencia, los 1.500 MW eólicos se ubican en campos dedicados a la ganadería y agricultura sin producir interferencia con esas producciones que abarcan unas 45.000 hectáreas, esto es a razón de 1 MW cada 30 hectáreas, si consideramos que hay 14.000.000 de hectáreas dedicadas a las tareas agropecuarias, vemos que el potencial es varias superior a lo necesario.

En cuanto a la viabilidad económica, hoy la producción de H₂ “verde” a partir de la eólica y solar dedicada ronda los 6 U$S/kg. El poder calorífico del H₂ es tres veces superior al de los combustibles fósiles y el rendimiento del uso del hidrógeno en actividades electromecánicas puede ser hasta el doble del uso de combustibles fósiles.

Esto acerca el costo del H₂ verde al costo de los fósiles, aunque todavía no parece ser competitivo. Sin embargo, el desarrollo tecnológico esperable lo acercará más y en algún momento tendremos que monetizar el impacto ambiental de seguir emitiendo gases de efecto invernadero.

Llegado ese momento, Uruguay podrá abastecer todo su Mercado de Energía con ERNC y convertirse además en un agente exportador de energía verde.