Lecciones aprendidas en las subastas de energía eólica en Uruguaya

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1 Lecciones aprendidas en las subastas de energía eólica en Uruguaya
Lecciones aprendidas en las subastas de energía eólica en Uruguaya. Acad. Ing. Oscar Ferreño

2 Lecciones aprendidas en las subastas de Energia eólica en Uruguay
En primer lugar vamos a poner en contexto el Uruguay de hoy con su matriz eléctrica en el último año móvil finalizado a setiembre 2018. Hidráulica 53% Eólica % Biomasa 7.5% Fotovoltaica 3.5% Térmica 3% Exportación 9% Esto en un mercado de GWh anuales

3 Lecciones aprendidas en las subastas de Energia eólica en Uruguay
La estructura de la matriz energética antes de la revolución eólica en el país Para 1982 Uruguay había culminado su desarrollo hidroeléctrico posible con MW. En años hidroeléctricos medios la producción hidráulica duplicaba la demanda. Su desarrollo hidroeléctrico tuvo como socio a la Argentina. Se contaba con 330 MW de respaldo térmico. Se contaba también con una interconexión con Argentina de potencia superior al pico de demanda. La demanda crecía al 3.5% anual (se duplica en 20 años). Uruguay era un país eminentemente hidroeléctrico. En los años 90 ocurrió una revolución energética en Argentina con precios de Generación Térmica muy bajos y se tomó la decisión (no explícita) de que el respaldo térmico uruguayo estuviese en Argentina bajo la forma de Contratos de Potencia con Energía Asociada. No se instaló nueva Generación Térmica.

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En Uruguay se aprobó y reglamentó una Ley de Marco Regulatorio Eléctrico similar a la que existía en Argentina para facilitar los intercambios. Generación desregulada pero de contratos de potencia con energía asociada. La crisis Argentina de llevó a que para fines de 2004 cayeran todos los contratos. Uruguay tuvo que salir de apuro a resolver sus problemas de respaldo, justo cuando comenzó a subir el precio internacional del petróleo y cuando el crecimiento vegetativo de la demanda ya había absorbido la producción hidroeléctrica media. En situación de emergencia se realizaron inversiones en Generación Térmica para resolver el déficit de generación y se comenzó a estudiar las posibilidades de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC). Se estudió la Biomasa, la Solar Fotovoltaica la Minihidro y la Eólica, pero parecía que Uruguay estaba condenado a ser un país cada vez más térmico.

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Dentro de la reglamentación de la Ley del Mercado Eléctrico Mayorista hay un artículo que es fundamental y que seguramente al redactarse no se preveía su importancia. Decreto 360/ Marco Regulatorio Mercado Eléctrico – Artículo 298 Si, en virtud de directivas de política energética, se dispone que la compra de parte del suministro de los Participantes Consumidores o de determinado tipo de Participante Consumidor, se cubra con energías renovables no convencionales, se realizará una licitación pública internacional, a fin de adjudicar un Contrato Especial para la instalación de la generación con dichas energías. La licitación se realizará con un modelo de pliego y contrato formulados por el Regulador y bajo su supervisión. En el caso de un Distribuidor, el costo de dicho Contrato Especial será considerado trasladable a tarifas.

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Implementación En el año 2007 se realizó una primera licitación para 20 MW de eólica, 20 MW de biomasa y 20 MW de Minihidro. Esta subasta se adjudicaba al menor precio y se aseguraba contratos de compra de la energía producida durante 20 años. No hubo ofertas de Minihidro y se adjudicaron 20 MW de Eólica a 92 U$S/MWh y 20 MW de biomasa a 108 U$S/MWh. En paralelo, la empresa estatal de energía construyó en cooperación del gobierno de España un parque eólico de última tecnología, de 20 MW para analizar el desempeño y la adaptación a los sistemas interconectados de la Generación Eólica. Para el 2010, y ante lo satisfactorio de las experiencias realizadas, se lanzó una nueva subasta de tres parques eólicos de 50 MW cada uno también con contratos de compra de Energía a 20 años, esta vez el resultado fue de 85 U$S/MWh.

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En el año 2011 se repitió la subasta de tres parques eólicos de 50 MW cada uno también con contratos de compra de energía a 20 años. Esta vez el resultado fue de 63 U$S/MWh. Las ofertas alcanzaban los 850 MW y las más caras superaban los 100 U$S/MWh. Cuando el estado se disponía a realizar una nueva subasta, esta vez por 450 MW, los oferentes no adjudicados dijeron estar dispuestos a realizar los parques al precio de 63 U$S/MWh. Se llamó entonces a la adhesión entre los participantes, a contratos a ese precio y en febrero de 2012 se adjudicaron otros 13 Parques de 50 MW. Al mismo tiempo y tomando ese precio como referencia el estado se aprestó a construir, bajo la forma de sociedades de participación público privada, otros 420 MW en forma de parques de 70 MW.

8 Lecciones aprendidas en las subastas de Energia eólica en Uruguay
Al introducir energía con costo variable nulo provocamos un descenso del precio de mercado futuro. Al adjudicar nuevas subastas debemos cuidar que el precio de adjudicación sea menor que el precio de mercado futuro. Al abandonar las subastas por contratos de adhesión se produjo un hundimiento del precio de mercado futuro, lo que se traduce en una sobreinversión que a la larga perjudica a los consumidores. El propio estado no respetó la reglamentación provocó una sobreinversión descontrolada que se traduce en que “sobra agua”. Sin embargo, se pudo sacar experiencia inédita del comportamiento del sistema eléctrico.

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La experiencia a escala industrial de Uruguay en Generación eólica comenzó en 2005, en plena crisis energética y cuando se encomendó analizar las posibilidades de instalar un parque eólico de 10 MW. La realización de este parque trajo aparejado el descubrimiento del desarrollo europeo en estas tecnologías, en particular España y el hecho que la generación eólica se adaptaba muy bien a las necesidades energéticas de Uruguay. Hoy hay operativos MW, lo que convierte a Uruguay en el mercado eléctrico con el mayor porcentaje de participación eólica en el mundo, superando el 42 % de penetración. Este éxito de la eólica en Uruguay no siempre se percibió de igual manera y al comienzo había ciertos mitos que vaticinaban que la eólica tendría un papel marginal en el sistema Uruguayo. Se decía “no pretendemos que sea la solución a los problemas energéticos de Uruguay pero si que colabore a resolverlos”

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Mas allá de los problemas de sobreinversión mostrados anteriormente vale la pena resaltar algunos hallazgos que  la experiencia de Uruguay de alta penetración eólica ha podido revelar y que pueden ser inéditos a nivel mundial, en particular se  observa  la caída de algunos mitos: Que la energía producida es de mala calidad y solo puede introducirse en forma parcial o marginal. Que se trata de una forma de generación muy costosa. Que las variaciones de potencia horaria son muy bruscas y la hacen ingobernable. Que las ERNC “consumen” mucha red de transmisión Que siempre precisan gran cantidad de respaldo firme. Por cada MW eólico que se instale es necesario instalar un MW térmico y de funcionamiento muy flexible (turbinas de gas y motores).

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Que la energía producida es de mala calidad y solo puede introducirse en forma parcial o marginal Respecto a esto debemos decir que desde el año se comercializan generadores de control de potencia por velocidad variable (algo inédito en la tecnología de generación) y paso variable, Con esta tecnología desapareció el problema de calidad de energía y al disminuir el esfuerzo sobre los equipos aumentó el tamaño de los mismos aumentando el potencial eólico de una región determinada y el factor de capacidad de los parques eólicos, convirtiéndolos en mucho más estables.

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Que se trata de una forma de generación muy costosa. A realización de los aerogeneradores implican grandes estudios de Investigación y desarrollo que involucran grandes costos, pero están construidos con materiales comunes, la producción en masa tiende a disminuir drásticamente los costos. Uruguay dejo de subastar en 2011 a precios de 63U$S/MWh, pero hoy se registran casos de menos de 20.

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3) Que las variaciones de potencia horaria son muy bruscas y la hacen ingobernable. Esto es cierto si los parques están concentrados en una región pero en realidad el viento se desplaza en formas de olas. Aún en la pequeñez de Uruguay que se puede representar en un triangulo de 600 km de lado y sin montañas las variaciones horarios de los 1500 MW son en un año: Un máximo de 250 MW. Si consideramos el 95 % de las horas , la variación máxima fue 100 MW. Si consideramos el 60 % de las horas , la variación máxima fue 10 MW. No se trata de sustituir megacentrales clásicas por megacentrales de ERNC, hay que aprovechar la economía de escala menor de las ERNC.

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4) Que las ERNC “consumen” mucha red de transmisión. Resulta que las líneas de transmisión tienen su limite de carga en la temperatura del conductor y se diseñan para condiciones de viento nulo. Sin embargo, la capacidad nominal se duplica con vientos de tan solo 5 M/S, por lo tanto cuando los parques funcionan las líneas están aliviadas, esto ha llevado al concepto de cargabilidad dinámica de las redes de transmisión. En 2206 se pensaba que en la red de transmisión entraban solamente 500 MW, se instalaron 1500.

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5) Que siempre precisan gran cantidad de respaldo firme. Se decía que por cada MW eólico que se instale es necesario instalar un MW térmico y de funcionamiento muy flexible (turbinas de gas y motores). Desde el año 2010 Uruguay consideró la realización de un Ciclo Combinado de 540 MW para respaldar el desarrollo eólico de Uruguay complementando las unidades térmicas existentes. A principios de 2013, ante los atrasos que tenia la construcción del Ciclo Combinado se decidió recurrir a arrendamiento de Centrales de Emergencia, en junio de 2013 acuerdo a los estudios realizados en la manera clásica de acotar la falla había operativos 350 MW de esas características, equipos que tuvieron un uso regular.

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En principio el arrendamiento sería hasta tener operativo el C.C.. A principios de 2016, y ante los atrasos en la construcción del C.C., se volvieron a revisar los estudios para determinar si era necesario aumentar la generación de emergencia y sorprendentemente se pudo prescindir de 300 MW de esos 350 arrendados. Lo que ocurría era que entre junio de 2013 y mayo de 2016, había operativos 800 MW eólicos, lo que equivalían a 300 MW térmicos.

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Las ERNC desplazando en el despacho a las hidroeléctricas hacen que los embalses duren más y aumentan en forma significativa la potencia firme de los sistemas que integran. Las renovables y la eólica en particular combinadas con las hidroeléctricas disminuyen drásticamente las necesidades de respaldo térmico. La eólica desplaza a la hidráulica cuando el viento sopla y prolonga la duración de los embalses, la hidráulica cubre a la eólica cuando el viento cesa. Esto es cierto aún en el caso de embalses de pocos días de almacenamiento. Es necesario repensar las reglamentaciones para adaptarlas a las nuevas realidades.

18 Muchas Gracias