Por Andrés Chambouleyron
Andrés Chambouleyron es investigador no residente en thInstituto de thAméricas y Director General de Grupo de Investigación Berkeley
BUENOS AIRES, 17 dic 2020 (IPS) – La pandemia del COVID-19 ha acelerado una evolución en las empresas eléctricas de América Latina. La necesidad de que las empresas de servicios públicos gestionen los problemas estructurales derivados del creciente despliegue de fuentes de energía renovables (FER), como la eólica y la solar, y de recursos energéticos distribuidos (DER) ha aumentado rápidamente. La tecnología está desencadenando grandes trastornos y desafíos. En muchos sentidos, las compañías eléctricas tradicionales de América Latina están en crisis.
Las reformas del sector eléctrico thAmérica Latina en thdécada de 1990 condujeron a la adopción generalizada de medidas de liberalización y a un paradigma de desagregación de la generación, transmisión y distribución en thsector. Pero ahora se thproduciendo un pronunciado cambio de paradigma para las empresas de servicios públicos de thregión.
Permitiendo a los paísesth déficits (superávits) temporales importar (exportar) energía limpia (desde o hacia) paísesth baja densidad de renovables thcontribuyendo así a avanzar más rápidamente hacia la descarbonización.
La RSE intermitente y, lo que es más importante, la generación distribuida (GD) fotovoltaica (FV) y la movilidad eléctrica (VE) han puesto patas arriba thsistema vigente desde hace décadas. th thpandemia de COVID, thdirecciones claras que las empresas y los reguladores deben tomar para abordar th3 D: descarbonización, descentralización y digitalización.
De hecho, a diferencia de la generación tho hidráulica tradicional, la RSE y la DER intermitentes requieren una creciente flexibilidad de la red y operativa (Operador del Sistema o ISO)th de la oferta como de la demanda.
Lo más notable es thnecesidad crítica de acomodar rampas cada vez más pronunciadas (hacia arriba y hacia abajo) resultantes de la entrada en funcionamiento de cada vez más RSE intermitentes a medida thasumen mayores cuotas de suministro eléctrico.
La creciente adopción de RSE intermitentes en los países latinoamericanos alterará de forma permanente thpanorama eléctrico, lo que exigirá modificaciones en todos los escalones de la estructura vertical thsector. El primer reto, por definición, es cómo hacerth la intermitencia.
La intermitencia requiere que la generación tradicional de apoyo entre en funcionamiento cada vez que thsol empieza (o deja) de brillar y thviento empieza (o deja) de soplar.
Cuanto mayor sea thproporción de RSE intermitente sobre la generación total thmayor será thpendiente deth rampas de subida y bajada durante el amanecer y el atardecer (es decir la «barriga» thpato se hace más grande, véase más abajo) que requiere una generación de respaldo cada vez más rápida para permitir/sustituir thpaneles solares fotovoltaicos o los molinos de viento thse conectan/desconectan.
Alternativamente, la generación de copias de seguridad puede ser sustituida (y ya lo está siendo) por el almacenamiento. Las baterías cargadas durante las horas punta pueden sustituir a los paneles solares cuando thpone el sol (o deja de soplar el viento), inyectando energía a thred y reduciendo así thpico nocturno (véase más abajo) thsustituyendo así a la generación tho hidráulica tradicional alternativa (y más cara), como muestra thsiguiente gráfico.
Una vezth y resuelto el problema de la th, las EERR presentan enormes ventajas frente a la generación tradicional, a saber: th(cada vez) más económicas thtienen costes marginales nulos como recursos naturales (es decir sol y viento) thde suministro ilimitado, no contaminan el medio ambiente y, combinadosth almacenamiento thpueden contribuir a reducir thcongestión y las pérdidas de la red en las horas punta. Sin embargo, pueden requerir inversiones adicionales en transmisión y/o almacenamiento para explotar plenamente thpotencial.
Las EERR intermitentes de América Latina se encuentran normalmente en zonas de baja densidad de población, a veces a thde kilómetros de los centros de consumo de energía.
La combinación de ubicaciones lejanas, más dispersas geográficamente y menores capacidades instaladas genera una mayor capilaridad en las redes de transporte th, a su vez, requiere más inversiones en líneas de transporte, cada una de thde menor capacidad. Pero es importante señalar thel almacenamiento puede ayudar a superar algunos de thproblemas.
Hasta cierto punto, thproblema de la intermitencia inherente a la RSE se ha resuelto mediante la generación de reservathe hidráulica) y, cada vez más, mediante el almacenamiento. El aumento de la inversión en RSE requerirá una inversión adicional en capacidad de transmisión debido a thubicación más remota y dispersa.
Sin embargo, esta necesidad de inversión adicional puede mitigarse con inversiones adicionales en almacenamiento thayuden a estabilizar los flujos de energía threduciendo así la congestión y las pérdidas.
También está la tecnología emergente y lo que muchos ven como una oportunidad para que las empresas de distribución (DistCos) aíslen secciones de thredth tecnología de microrredes y promuevan proyectos más pequeños cerca de las cargas cuando sea posible. De thmodo, thmicrorred sería más manejable.
Los recursos energéticos distribuidos (DER) y la electromovilidad (EV) plantearán un reto tecnológico ligeramente distinto a las empresas eléctricas.
Entre los DER, la GD se suma thproblema de la intermitencia, pero ahora lo afrontan directamente th(DistCos). A medida que cientos o incluso thde paneles fotovoltaicos se conectan y desconectan, inyectando energía a thred de distribución (o cargando baterías o un vehículo eléctrico), las empresas de distribución tienen que gestionar la intermitencia.
en thpropias redes recurriendo probablemente a un Gestor de Redes de Distribución o GRD y, con el tiempo, también a un Gestor de Redes de Transmisión o GRT a medida que thnúmero de transacciones en tiempo real se multiplica por cientos o incluso th.
El antiguo gráfico del pato a nivel thgeneración aparece ahora también a nivel thdistribución, lo que obliga a los DistCos a lidiarth thpropio pato y a gestionar thpropio despachoth un DSO y, con el tiempo, también con un TSO.
El VE plantea a las DistCos threto de la multiplicidad de transacciones en tiempo real, al igual que el almacenamiento, peroth un problema adicional: el VE requiere un diseño diferente de la red de distribución, ya que los usuarios cargan las baterías del VE por toda thred de distribución, cambiando de lugar todo el th thaltera los factores de carga y exige inversiones adicionales en líneas de distribución y subestaciones de transformación para hacerth thdemanda móvil adicional.
Pero, también en este caso, la tecnología emergente que se está implantando en algunas zonas como California ha empezado a tratar de utilizar los VE como almacenamiento para uso doméstico durante los cortes.
Una red eléctrica sostenible La compañía eléctrica tradicional, separada verticalmente, está claramente en crisis. Las nuevas fuentes de generación renovableth la GD más el almacenamiento y la EV, están impulsando la necesaria evolución thparadigma tradicional verticalmente desintegrado en el sector eléctrico de thregión.
Por último, para aumentar el acceso a la electricidad thprecios más bajos y matrices energéticas más limpias es imperativo th thregión se embarque en un programa de integración energética. Permitiendo a los paísesth déficits (superávits) temporales importar (exportar) energía limpia (desde o hacia) paísesth baja densidad de renovables thcontribuyendo así a avanzar más rápidamente hacia la descarbonización.
Lo que está meridianamente claro es th thpandemia de COVID y sus th deberían servir de catalizador para threforma que necesita desde hace tiempo el sector energético latinoamericano, abordando thretos tecnológicos clave.
De la crisis, oportunidad.
