El estudio fue realizado entre diciembre de 2016 y marzo de 2017 y muestra diferentes alternativas que se podrían implementar como estrategia para incentivar la flexibilización de la flota de generación térmica en el mercado chileno. Esto, con el fin de fomentar la integración masiva de las fuentes de energía renovable al sistema eléctrico nacional.

Según datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE), la capacidad instalada en Energías Renovables No Convencionales (ERNC) representa en torno a un 15% de la capacidad del país y se espera que esta cifra aumente a partir de los resultados de la reciente licitación de energía para clientes regulados, en la cual cerca de un 50% de los ganadores corresponden a nuevos proyectos de generación, en su mayoría eólicos y solares fotovoltaicos.

“En Chile, un importante número de estudios ha demostrado que las limitaciones para la generación eficiente ante la integración masiva de fuentes de energía renovable variable depende, en gran medida, del grado de flexibilidad con el cual puedan operar las unidades convencionales, en particular las unidades térmicas debido a sus mayores costos de operación lo que las sitúa como las unidades marginales”, destacó Felipe Salinas, asesor técnico de GIZ.

En este contexto, el Ministerio de Energía junto a la Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ), a través de su Programa de Energía 4e y por encargo del Ministerio de Medioambiente alemán (BMUB), facultó a la consultora Engie Lab Laborelec Chile para llevar a cabo un estudio que analizó dos contextos regulatorios en Europa que han estimulado la flexibilidad en el parque generador térmico para permitir la generación masiva de energías renovables intermitentes. De la misma forma, la consultoría analizó y comparó las características técnicas de las centrales térmicas chilenas con sus pares en Europa.

Las centrales térmicas fueron diseñadas para operar de forma constante (base-load), tanto en Chile como en Europa. “La diferencia es que, en el viejo continente, evolucionaron para convertirse en plantas flexibles de generación en un contexto de sobrecapacidad de instalación y un mercado muy competitivo. Esto demuestra que, de existir suficientes incentivos, es posible hacer mejoras significativas en el sistema”, afirmó Salinas.

El estudio

El estudio fue realizado entre diciembre de 2016 y marzo de 2017 y revisó, en primer lugar, los mecanismos de mercado puestos en práctica por las autoridades de Bélgica e Italia, los cuales dieron como resultado la mejora de parámetros operacionales como la reducción de la potencia mínima, los tiempos de partida y un aumento en las tasas de toma de carga, principalmente en las unidades que operan con gas.

Estos mecanismos implicaron la creación de un mercado de ofertas de servicios complementarios, principalmente de reservas, que estimularon la participación de las plantas térmicas, las cuales fueron dejando de ser competitivas en el mercado puro de energía, debido a sus altos costos variables de operación relativos a la generación renovable.

En segundo lugar, el análisis comparó las características técnicas de las centrales térmicas chilenas con 45 plantas pertenecientes a 11 países de Europa para estudiar las diferencias entre parámetros operacionales como la potencia máxima y mínima, las tasas de toma de carga, los tiempos de partida, tiempos mínimos de operación y detención, acorde al tipo de tecnología.

“El estudio presenta de manera general diferentes alternativas que se podrían implementar como estrategia para incentivar la flexibilización de la flota de generación térmica en el mercado chileno; esto con la finalidad de facilitar una integración eficiente con la creciente penetración de generación con fuentes renovables”, explicó Antonio Alarcón, director del departamento de Eficiencia Ecológica de Engie Lab Laborelec Chile y continuó: “sin embargo, la estrategia del marco regulatorio de los servicios complementarios a implementarse en Chile dependerá del contexto local, de la oferta así como de la demanda potencial para proveer dichos servicios”.

Los resultados

Dentro de las diferencias entre Europa y Chile que detectó el estudio, se encuentra la necesidad de definir un lenguaje común respecto al significado de los parámetros técnicos como la potencia mínima y el proceso de partida, los cuales podrían mejorarse para aumentar las opciones de flexibilidad, y la necesidad de definir otros parámetros como las tasas de toma de carga y los tiempos mínimos de operación y detención, parámetros que son utilizados en la operación pero carecen de una definición formal actualmente.

Respecto a los valores de los parámetros operacionales, el consultor detectó que las unidades a carbón, tanto respecto a su mínimo técnico como a sus tasas de toma de carga son poco flexibles, al igual que las unidades Europeas, las que actualmente están comenzando un proceso de flexibilización.

Respecto a los ciclos combinados, se detectó un gran potencial para acrecentar la flexibilidad del sistema chileno. Principalmente, debido a las bajas tasas de toma de carga, así como altos valores de mínimo técnico observados en comparación con sus pares de Europa.

Por último, respecto a las diferencias de la regulación ambiental que puede tener como efecto una restricción de la flexibilidad de las unidades térmicas, se encontró que los límites de emisión para NOx son equivalentes a los de la Unión Europea, mientras que no existen restricciones en la norma de emisiones a CO en Chile, en contraste con Europa.

Adicionalmente, en Chile los límites de emisiones aplican en todo el rango de operación de la unidad, mientras que en Europa los límites de emisiones bajo el 70% de la carga suelen variar, quedando a cargo de las autoridades locales la determinación de dichos límites, lo que puede dar como resultado mayor o menor flexibilidad en la operación a cargas parciales, dependiendo de la situación local.

GIZ – Thermal Power Plant Flexibility Improvements in Chile