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Fuente: Energía Estratégica

Columna de opinión Acad. Ing. Oscar Ferreño

En forma constante se hace referencia a la necesaria transición energética hacia una matriz más limpia para resolver los problemas de cambio climático, que ha pasado a ser una problemática global. Lógicamente, para ello es necesario una mayor utilización de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC): tecnologías que además de ser sostenibles en el tiempo no emiten gases de efecto invernadero. Esta última condición excluye obviamente a las fuentes de energía que utilizan hidrocarburos (derivados del petróleo o gas natural) como fuente primaria, pero también a las grandes centrales hidroeléctricas de embalse de cota variable que son fuente de emisiones de gases de efecto invernadero.

Cambiar la matriz eléctrica no se consigue solo con reemplazar grandes centrales térmicas o grandes centrales hidroeléctricas por parques eólicos o solares de producción equivalente, sino que se deben tener en cuenta las características especiales de los mercados eléctricos.

El mercado eléctrico, como cualquier otro mercado, se componen de una demanda y de una oferta, pero tiene una característica intrínseca que lo diferencia de otros mercados y es que la demanda varía segundo a segundo y que instante a instante la oferta tiene que ser igual a esa demanda. Esto implica que el mercado tiene que tener un director central que va ordenando la oferta de generación (el despacho de carga) y lo hace en forma de costos crecientes para conseguir que el mercado funcione y lo haga con costos mínimos. Esto implica que las unidades de generación deben ser “despachables”, es decir que deben ser capaces de cumplir con los requerimientos del despacho.

Las principales ERNC, la eólica y la solar fotovoltaica, no cumplen este requisito ya que su producción instantánea depende de la disponibilidad instantánea del recurso.  Es por eso que no son “despachables”. Más allá de esto su costo de producción es nulo o casi nulo, por ello son las primeras que se usan para abastecer la demanda, y para el encargado de hacer el despacho funciona como una demanda negativa. El despachante debe cubrir lo que sería una “demanda neta”, que se compone de restar de la demanda real en un instante la producción de las ERNC en ese instante. Salvo que esta demanda neta resulte cero o negativa, el sistema debe contar con generación convencional “despachable”. Es posible asociar a las ERNC con sistemas de almacenamiento para convertirlas en “despachables”. Seguramente hacia allí vamos, pero todavía el resultado de estas sociedades no es económicamente competitivo.

Esto lleva a que durante la transición hacia una matriz 100% renovable y libre de emisiones, debamos convivir con una mezcla de ERNC y Convencionales, pero ¿cuáles son las convencionales que se adaptan mejor a esta transición?

La demanda es variable, así como las ERNC. Por lo tanto, las energías convencionales deben ser flexibles para cubrir esas variaciones. Si las variaciones de la demanda y de las no convencionales van en el mismo sentido, el despachante requerirá menos flexibilidad. Pero si van en sentido contrario (como puede ocurrir con la solar y la demanda al atardecer) se requerirá aún mayor flexibilidad de las unidades convencionales que en un mercado sin ERNC.

El parque generador convencional se compone generalmente de unidades hidroeléctricas, (cuando existe el recurso hidroeléctrico) que son muy flexibles en su funcionamiento, y de unidades térmicas. En general las unidades térmicas de mejor rendimiento (menor costo operativo) son poco flexibles. Estas son las grandes unidades de turbovapor de centenares de MW que funcionan con combustibles pesados y que son grandes emisores de gases de efecto invernadero. Por el contrario, las turbinas de gas y los motores son muy flexibles y a veces su menor potencia unitaria incrementa esta flexibilidad a través de esta modulación. Generalmente estas unidades son de mayores costos operativos.  Los Ciclos Combinados se ubican en valores intermedios de costos operativos y flexibilidad.

Es por eso que en el camino hacia una matriz 100% renovable vemos que el mejor socio de las ERNC serán las centrales hidroeléctricas existentes y el puente para esa transición será el gas natural, alimentando centrales térmicas de funcionamiento flexible.

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Source: Energía Estratégica

Opinion column Acad. Ing. Oscar Ferreño

There is constant reference to the necessary energy transition towards a cleaner energy  matrix to solve the problems of climate change, which has become a global problem. Logically, this requires a greater use of Non-Conventional Renewable Energies (NCRE): technologies that, in addition to stay sustainable over the years should not release greenhouse gases. This last condition obviously excludes energy sources that use hydrocarbons (oil derivatives or natural gas) as their primary source, but also large hydroelectric reservoirs of variable height that are a source of greenhouse gas emissions.

Changing the electrical matrix is ​​not achieved only by replacing large thermical power plants or large hydroelectric plants with wind or solar farms of equivalent production, but also by taking into consideration the special characteristics of electricity markets.

The electric market, like any other market, is composed by a demand and an offer, but it has an intrinsic characteristic that differentiates it from other markets and that demands instant variations  of the offer that may equalize with the demand. This implies that the market has to have a central director who is ordering the supply of generation and does so in the form of increasing costs to get the market to work with minimal costs. This implies that the generation units must be «dispatchable», this means it must be able to comply with the dispatch requirements.

Wind and solar photovoltaic energy, the main NCRE resource, do not meet this requirement because their instantaneous production depends on the instant availability of the resource. That is why they are not «dispatchable». Beyond this, their production cost is null or almost null, so they are the first used to supply the demand, and for the one in charge of the dispatch it works as a negative demand. The dispatcher must cover what would be a «net demand», which consists of subtracting from the real demand in a moment the production of the NCRE at that exact moment. Unless this net demand is zero or negative, the system must have «disposable» conventional generation. It is possible to associate NCRE with storage systems to make them «dispatchable». Although we might be on the right track, the result of these societies is not economically competitive yet.

This means that during the transition to a 100% renewable resource and emission-free matrix, we must live with a combined system of NCRE and Conventional sources but, which are the conventional ones that best adapt to this transition?

The demand is variable, as well as the NCRE. Therefore, conventional energies must be flexible to cover those variations. If the variations of the demand and the conventional ones go in the same direction, the dispatcher will require less flexibility. But if they go in the opposite direction (as it can happen with the solar and the demand at sunset) it will require even more flexibility of the conventional units than in a market without NCRE.

The conventional generator plant is generally composed of hydroelectric units, (when there is a hydroelectric resource) and of thermal units. In general, thermal units with better performance (lower operating costs) are not very flexible. These are the large turboprop units of hundreds of MW that run on heavy fuels and are large issuers of greenhouse gases. On the contrary, gas turbines and motors are very flexible and sometimes their lower power units increases this flexibility through this modulation. Generally, these units have higher operating costs. The Combined Cycles are located in intermediate values ​​of operating costs and flexibility.

That is why on the road to a 100% renewable matrix we see that the best partner of the NCRE will be the existing hydroelectric power plants and the bridge for that transition will be natural gas, feeding thermal power plants with flexible operation.

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