ERNC

A esto se suma el delicado momento por el que atraviesan algunas generadoras solares y eólicas por aspectos financieros.

Siguen los escollos para las centrales energía renovable no convencional (ERNC) en el Sistema Interconectado Central (SIC), que entre Taltal y Chiloé abastece al 92% de la población nacional.

El primer reporte de Índices de Desempeño de los Pronósticos de Generación ERNC, elaborado por el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) del SIC, evidencia que las fallas en los pronósticos de operación de eólicas y fotovoltaicas superan lo esperable.

Esto implica que estas unidades estiman periodos de operación, por lo general, mayores a los que tienen en realidad, lo que obliga al CDEC a alterar su programación (que considera criterios económicos) para cubrir esa energía faltante, recurriendo a centrales que no necesariamente son las más baratas, lo que impacta en el precio de la energía. “Las implicancias de mejorar la calidad y disponibilidad de pronósticos redundan en una operación cada vez más económica. Por ejemplo, si sabemos con seguridad que la próxima hora o día no tendremos viento, podemos adelantar la operación de otras centrales generadoras para un suministro económico”, explicó el director técnico ejecutivo del CDEC-SIC, Andrés Salgado.

La medición determinó que la falla en la proyección de operación a dos horas, se mueve en entre 8% y 16%, lejos de lo esperados, ya que la meta es que el pronóstico de cada parque generador se acerque a un rango de error de entre 6% a 10% para 48 horas (ver tabla).

En el CDEC explicaron que el porcentaje de error es más alto en centrales eólicas porque los altos niveles de radiación solar en la zona norte permiten tener buenos pronósticos en tecnología fotovoltaica.

“En las centrales eólicas hemos detectado que los métodos para realizar estimaciones, utilizan variables de gran escala geográfica, lo que no permite modelar con mayor precisión las variaciones locales debido a microclimas, geografía local y otras consideraciones muy confinadas al entorno de las centrales”, precisó Salgado.

Añadió que analiza el tema junto con las empresas y con asesores internacionales, para tratar de perfeccionar las proyecciones y detectar las variables de viento más relevantes en cada zona de Chile, un trabajo que dijo, ya ha dado buenos resultados.

Muestra insuficiente

“Hay que tener presente que con los actuales niveles de penetración de energía renovable y sobre todo los que se espera, es necesario tener una visión de futuro en esta materia y adelantarnos todo lo que podamos, sobre todo con miras a la próxima puesta en marcha del futuro coordinador eléctrico nacional”, apuntó Salgado.

Lo anterior cobra especial relevancia porque aunque el informe del CDEC incluye a todas las centrales eólicas que deben entregar pronósticos, esa muestra es reducida en primer lugar porque no todas las empresas entregan la información y se observan casos como la Central Canela I, de Endesa Eco, filial de Endesa Chile, que lo hace sólo el 63% y sólo cinco de las catorce empresas del listado cumplen en un 100% con este requerimiento.

Además, las restricciones operativas, ligadas a los cuellos de botella en materia de transmisión en el norte del SIC, reducen el número de centrales ERNC que comunican sus pronósticos, pues aquellas que presentan limitaciones continuas, particularmente las fotovoltaicas, están exentas de informar, lo mismo que sucede con otras eólicas que por factores técnicos tampoco tienen este mandato. Todo esto aumenta la variabilidad a la hora de que el CDEC considere estos aportes en la programación del sistema y con ello la probabilidad de que deba recurrir a fuentes que eventualmente pueden incrementar el precio del sistema, conocido como costo marginal.

Las restricciones en la capacidad de transmisión, que tendrían que resolverse cuando entren en operación los refuerzos al sistema troncal en la parte norte del SIC, han complicado la situación de las ERNC en esa zona, pues la imposibilidad para sacar la energía provoca que durante varias horas al día la energía tenga costo cero, lo que atenta contra las finanzas de los operadores, los que incluso se ven obligados a verter su energía.

La confluencia de factores negativos locales e internacionales tiene contra las cuerdas a esta industria, que en 2015 explicó el 13% de la generación eléctrica, particularmente a las empresas que aún no construyen sus proyectos y que ante la imposibilidad de concretarlos, optaron por vender los contratos adjudicados en las dos últimas licitaciones de suministro para distribuidoras, como fue el caso de SunEdison.

27 de mayo de 2016