Preocupación por curtailment renovable: las estrategias de Chile y España para incorporar almacenamiento
En diálogo con Energía Estratégica, Jorge Hurtado y Sylvain Rouzeyre, expertos en AFRY Management Consulting, analizaron en profundidad las políticas que se están desarrollando en ambos países, marcando similitudes y diferencias. ¿Cuáles son las iniciativas urgentes que tomarán en materia de almacenamiento? Advirtieron que España estaría en dificultades de alcanzar sus objetivos.
Chile y España cuentan con un alto nivel de penetración de renovables, y se espera que para el 2024 se incorpore aún más capacidad instalada de estas tecnologías. Este escenario, advierten especialistas, generará un volumen mayor de curtailment, situación que preocupa al sector producto de su impacto en los ingresos de los activos de generación. Ante este panorama empieza a hacerse notar la necesidad de tomar iniciativas en materia de almacenamiento masivo.
La generación eléctrica en España alcanzó un hito histórico en 2023, ya que el 50,4% provino de energías renovables, según un informe de la Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA). Mientras que en Chile, la generación de energía eléctrica por parte de energías limpias no convencionales es del 37%.
En una entrevista exclusiva realizada en el marco del Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES) en Chile, Jorge Hurtado y Sylvain Rouzeyre, Senior Consultant y Manager de AFRY Management Consulting, respectivamente, advirtieron que en el caso de Chile en 2023 se ha cortado aproximadamente un 10% de recurso solar y más del 7% de recurso eólico.
Señalaron que en ese país los vertimientos, que estén presente desde hace algunos años pero que con el paso del tiempo se agravan, son producto de dos efectos. Por un lado, el exceso de oferta por sobre la demanda. Por otro, la falta de capacidad de transmisión, lo que no permite transportar toda la generación de renovables hacía los centros de consumo.
En España, en cambio, los curtailments técnicos (que son problemas locales proveniente de falta de capacidad de evacuación en nodos específicos) se han disparados en los últimos dos años a raíz de una entrada fuerte de capacidad renovable, combinada con un desarrollo limitado de la red de transporte.
Este mayor desarrollo renovable no va acompañado de una creciente demanda eléctrica, que todavía no se incrementa por la llegada de nuevo usos eléctricos (EV, calefacción y electrolisis). El 2023, según APPA, cerró con un 2% de vertidos provenientes de energía solar y eólica.
Sin embargo, los especialistas de AFRY advierten que esta situación de altos niveles de oferta renovable no sólo genera problemas de curtailment, sino de precios.
“Actualmente el sistema eléctrico de Chile cuenta con cerca de 13,5 GW de capacidad solar y eólica y unos 3,9 GW de capacidad hidroeléctrica de pasada, todas con un costo variable cero, mientras que la demanda media es cercana a 10 GW con una máxima histórica de 11,5 GW. Entonces, para una determinada hora del año, todo el recurso disponible de estas tecnologías por sobre la demanda no es requerida por el sistema, lo que se traduce en precio cero”, indicó Hurtado.
En ese marco, el especialista observó: “Que el precio se trance a cero en un nodo determinado (independiente de si el nivel de vertido es del 1% o del 10%) hace que todas las inyecciones y retiros de ese nodo se valoricen a cero”.
“Esto no es realmente un problema en la medida que los distintos nodos del sistema se encuentren acoplados, por cuanto las empresas suministradoras tienden a firmar contratos de suministro (PPA) con los consumidores para reducir su exposición al mercado spot”, indicó Hurtado, pero aclaró: “El problema se origina con los desacoples de precios, donde las inyecciones se pueden valorizar a cero y los retiros a un precio mayor a cero, lo que produce importantes pérdidas para las empresas de generación”.
Con respecto a España, Rouzeyre señaló que la estructura del mercado eléctrico es distinta, pues el balance es a nivel uninodal, no multinodal como en Chile, y el precio spot se define en la casación entre oferta y demanda considerando las interconexiónes internacionales.
“En el mercado Ibérico se distinguen principalmente dos tipos de curtailment: el de mercado y el de restricción técnica”, diferenció.
Explicó que el primero consiste en un balance entre oferta y demanda considerando interconexiones internacionales. “Todo lo que sobra de este balance no logra caza en el mercado diario, lo que origina precios bajos, que no necesariamente son cero”, precisó.
Por otro lado, y fuera del balance spot del mercado diario, existen las denominadas restricción técnicas, donde es el operador de la red de transmisión (Red Eléctrica España) quien identifica problemas locales de transmisión y en consecuencia, limita o corta las plantas. “Estas restricciones técnicas no necesariamente se producen en horarios de precios bajos”, aclaró.
En cuanto a los PPAs en España, Rouzeyre comentó que “el impacto de precios en PPA depende si el contrato está definido como Pay As Produced o Pay As Nominated, porque si es del primer tipo estás remunerado si se produce la energía, si estás cortado a nivel de restricción técnica, puedes perder remuneración y no cumplir con el contrato.
“En cambio, si es del segundo tipo, lo que interesa es estar despachado a nivel del mercado diario, entonces ahí hay un impacto que depende de la oferta que has hecho en el mercado diario y del balance del sistema entre demanda y generación”, comparó.
Por tanto, los expertos consideraron que los sistemas de almacenamiento generan beneficios para los sistemas eléctricos. Estos sistemas pueden cargarse en horarios de precios bajos, aumentar la participación renovable en horarios del día e inyectar esta energía en horarios de punta, reduciendo los picos de precios de la tarde – noche.
Por ende, para mejorar la operación de los sistemas y aumentar la participación renovable en ambos países, es necesaria una mayor infraestructura de almacenamiento de energía y, frente a eso, uno de los principales desafíos es el marco regulatorio.
Marcos regulatorios en Chile y España
En lo que respecta a Chile, cabe recordar que el proyecto de la ley de Transición Energética está en proceso de tramitación en la Comisión de Minería y Energía del Senado, en caso de aprobarse, este proyecto habilita al gobierno a licitar sistemas de almacenamiento a gran escala.
“El Ministerio de Energía modificó el DS62, que es el reglamento que aprueba las transferencias de potencia entre empresas, donde define el artículo 37, que permite calcular la potencia inicial para los sistemas de almacenamiento. Además, define bajo un artículo transitorio la capacidad inicial para sistemas de almacenamiento en base a su duración. Eso es un gran paso porque da cierta certeza a la industria de un mercado relevante para este tipo de sistemas. Aún falta que este reglamento ingresar a la Contraloría y posteriormente se tiene que publicar”, comentó Hurtado.
Y agregó: “El segundo tema importante para los sistemas de almacenamiento van en relación a la coordinación y operación de estos. Aún faltan las modificaciones al marco normativo y mientras estos no esté, aún hay dudas de cómo el Coordinador Eléctrico Nacional va a operar estos sistemas”.
Si bien todavía hay expectativas de lo que pueda suceder con el marco regulatorio, la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) es optimista con el avance del almacenamiento en el mercado y estima que a finales del corriente año estarán operando 869 MW con este tipo de sistemas, de los cuales 177 MW están actualmente en operación, 57 MW se encuentran en fase de prueba y 635 MW son de proyectos que están en construcción.
A diferencia de Chile, en España la regulación de la industria de almacenamiento requiere de mayores avances. Sylvain Rouzeyre, recordó: “En España se publicó un reglamento en el 2021 para consulta de un nuevo mecanismo de capacidad que no se ha desarrollado más allá”.
Explicó que “ahora el gobierno está trabajando para sacar una nueva ordenanza en consulta, pero hay un nivel de discusión con Europa para aprobar estos mecanismos, por eso vemos que va a tardar para que se desarrollen estos mecanismos de capacidad y que las plantas puedan recibir remuneración. Con estos plazos, la nueva remuneración de capacidad por almacenamiento no debería llegar antes del 2026”.
En efecto, para el especialista será difícil que España pueda alcanzar sus nuevos objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) de llegar a 22 GW de almacenamiento hacia el 2030.
“Es cierto que los sistemas de almacenamiento se benefician de estos precios y de los vertimientos Sin embargo, desde nuestro punto de vista y de las proyecciones que hacemos, lo que vemos es que con los flujos de ingresos de los mercados actuales no salen los números y no permiten atraer nueva inversión. Lo que falta en el mercado español es que el mecanismo de capacidad esté adaptado a facilitar la entrada de estos nuevos sistemas de almacenamiento y que haga que se puedan financiar y construir estos proyectos”, concluyó Rouzeyre.
Fuente: energiaestrategica.com
