Determinación del valor de capacidad para la generación de fuentes variables en el mercado eléctrico de Uruguay y los impactos de la incorporación de almacenamiento.

Abstract

Una vez que Uruguay completó sus obras en las represas hidroeléctricas, se contaba con un excedente de generación. A medida que el país se desarrollaba el consumo aumentaba y con ello disminuía el excedente de generación. A mediados de la década del 80 en Facultad de Ingeniería se comenzaban los estudios de energía eólica. Más adelante a finales de los años noventa, Uruguay se prestaba a solventar su desarrollo energético proyectándolo con el gasoducto con gas desde Argentina. Producto de decisiones coyunturales políticas del vecino país, no se abasteció de gas, haciendo que las proyecciones de crecimiento mediante este energético se vieran coartadas. A su vez en el mercado mundial los generadores eólicos comenzaban a tener costos competitivos. Con la sucesión de hechos anteriores sumado a la apertura del Mercado con la ley de Marco Regulatorio del Sector Eléctrico de 1997 y sus Decretos Reglamentarios de 2002 y seguido por la utilización de la estructura legal anterior en los subsiguientes años es que hoy Uruguay cuenta con generación eólica y fotovoltaica en su sistema eléctrico. De tal magnitud que hoy las ERNC son el 30% de generación diaria promedio anual aproximadamente. En Uruguay hay un mercado eléctrico que está regido por el Reglamento del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica (RMMEE). El mismo no contempla la potencia firme de fuentes de energía renovable no convencional (ERNC), sí la de fuentes de generación térmicas y de hidroeléctricas con embalse. La potencia firme en un sistema eléctrico nos ayuda a determinar si se necesita y cuanta, potencia para satisfacer el sistema con una confiabilidad determinada. Por tanto de no contar con la medida correcta de potencia firme del sistema, se puede tender a dimensionarlo de forma ineficiente, ya sea por excesos de inversiones o por falta de potencia. Las ERNC son fuentes de generación variables presentando dificultades para gestionar la programación de su despacho y predicción semanal. Por contraposición los generadores térmicos se suele decir que son gestionables y no aleatorios, así como las hidroeléctricas con embalse. En ambos casos cuentan con sistemas de almacenamientos intrínsecos o con una cadena logística de abastecimiento con baja probabilidad de falla, en cuanto al petróleo. En el caso de la hidráulica sin su embalse, es decir sin su almacenamiento no es considerado un generador capaz de entregar potencia firme. En el caso de la térmica, parece razonable pensar pues que sin almacenamiento de combustible tampoco tendría potencia firme. Es decir, gracias a la capacidad de almacenar energía tanto la térmica como la hidroeléctrica brindan al sistema eléctrico mayor flexibilidad desvinculando temporalmente la demanda de la oferta. Entonces se puede afirmar que el RMMEE dota a un generador con potencia firme si este tiene capacidad de almacenamiento de su energía o energético, mas no contempla de forma exprofesa el almacenamiento como una entidad, actor o tecnología en el mismo. El hecho de dotar con almacenamiento a las ERNC o que estas utilicen de alguna forma las ya existentes en el sistema eléctrico, no es simplemente una cuestión de voluntad estatal. Hay ciertos escollos económicos financieros que este debe sortear para probar su viabilidad en el mercado y hacer que sea aceptado y utilizado. Por tanto, en el presente trabajo se tiene por objetivo determinar el valor de capacidad para la generación de fuentes variables en el mercado eléctrico uruguayo y los impactos de la incorporación de almacenamiento Es así que en el capítulo 1 se presentan las características principales de un mercado, para luego ahondar en las particularidades del mercado eléctrico. A su vez, se muestra como aparecen nuevos mecanismos económicos para el correcto incentivo de los actores de forma de lograr un suministro eléctrico estable a corto y largo plazo, con la incorporación del pago por capacidad. En el capítulo 2 se ahonda en las características principales del Sistema Eléctrico Nacional, como surge, su evolución y su estado actual así como sus perspectivas de crecimiento. Haciendo hincapié en el marco regulatorio y la ausencia de reglamentación sobre los sistemas de almacenamiento. Por otro lado en el capítulo 3 se introducen los sistemas de almacenamiento. Clasificándolos por sus principios de funcionamiento, mostrando sus ventajas y desventajas, sus usos principales así como instalaciones actuales y lo que se espera de ellos en el futuro. Como continuación del capítulo anterior, el capítulo 4 profundiza en los usos y aplicaciones que permiten los sistemas de almacenamiento. Ya sea para el control de frecuencia y tensión así como los distintos tipos de servicios que estos pueden ofrecer para la transmisión y distribución así como para la generación de ERNC o para los consumidores o los beneficios que acarrea en el mercado eléctrico. Por último a modo de ejemplificación se realizan cálculos prácticos para cinco situaciones donde el almacenamiento puede ser útil. En el capítulo 5 se introducen dos conceptos de interés. La potencia firme y el crédito de capacidad. Presentando distintas definiciones y formas de calculo de potencia firme y probabilidad de perdida de carga, así como parámetros usados para valorar como impactan los generadores en la red eléctrica. A su vez, uno de estos métodos serán utilizados para el cálculo del valor de crédito de capacidad de las ERNC. De modo de continuar el capítulo 5, el capítulo 6 ahonda en el cálculo del crédito de capacidad de ERNC mediante la metodología de ELCC implementada en un pieza de software desarrollada en lenguaje R. En el mismo se explican las funciones programadas y sus resultados. Los cálculos son realizados para generación eólica y solar, y se realiza un análisis de sensibilidad el ELCC con respecto a sus variables sobre la pieza de código. Ya por último en el capítulo 7 se presentan las conclusiones finales.