España: El sol avanza a ciegas en la red eléctrica

Pocos mercados son tan precisos y a la vez tan volátiles como el de la electricidad. Entre ambos extremos debe bailar cada día Red Eléctrica de España (REE), el organismo que vela por que ni por un segundo, ni siquiera por un milisegundo, falte electricidad en la red nacional. Eso, a sabiendas de que la energía eléctrica no puede almacenarse. La oferta y la demanda se hace en tiempo real, cada día.

En una isla energética como es España, pendiente de levantar una nueva conexión con Francia en el año 2014, se necesita un control y un seguimiento exhaustivos de la oferta y de la demanda de electricidad. Esa es la función del centro de control eléctrico de Red Eléctrica, una impresionante instalación de mando desde donde se dan instrucciones del sistema de producción y transporte para garantizar la seguridad y calidad del suministro.

Desde esta gigantesca pecera se programa la producción y los intercambios de electricidad con los sistemas de Portugal, Francia y Marruecos para hacer frente a la demanda y a una posible falta de disponibilidad de los generadores.

Hasta ahí la energía eléctrica que se obtiene de fuentes tradicionales. Pero ¿y las renovables? Ningún otro país dispone de un equivalente desde donde puedan seguirse las variaciones del viento y del sol. En España, fue la necesidad la que hizo un hueco al ingenio, precisamente por el aislamiento que sufre la red.

Red Eléctrica inauguró en 2006 el centro de control de régimen especial, el único del mundo que gestiona y controla la generación de todos los productores de energías renovables instalados en España.

Así, todos los parques eólicos instalados en España de más de 10 MW están conectados a este centro de control. Desde un enorme panel conectado a ordenadores, los operadores también realizan el seguimiento de la solar térmica. A diferencia del centro de control del mercado convencional, el de las renovables muestra una curva menos precisa de datos cruzados entre la situación real del mercado y la que sería idónea. La razón es el recurso. Resulta muy complicado, por no decir imposible, prever cuándo soplará el viento y dónde lo hará con mayor o menor intensidad.

Por ello resulta muy complejo hacer previsiones, salvo contadas excepciones como un temporal, en el que se dará orden de parar los molinos para no crear un exceso de demanda y colapsar la red, que podría producir un apagón.

Igual pasa con el sol, aunque en menor medida. Las previsiones meteorológicas suelen acertar. Sin embargo, en el panel de control se echa de menos el seguimiento de la fotovoltaica.

El mapa de España que registra sus variaciones aparece con grandes manchurrones de colores diferentes. Aquí está el principal escollo al que se enfrenta ahora Red Eléctrica, que "sigue a ciegas" la aportación de la fotovoltaica al consumo de energía eléctrica, explican desde el organismo.

"La fotovoltaica está conectada a la red a través de las compañías eléctricas, por lo que Red Eléctrica no sabe cuánta electricidad podrá verter a la red", explican desde la Asociación de la Industria Fotovoltaica (ASIF).

Ahora, el Ministerio de Industria trabaja en la elaboración de un real decreto que imponga a las instalaciones de solar fotovoltaica conectarse a Red Eléctrica.

Ese documento de trabajo prevé que "todas las instalaciones con potencia superior a 10 MW y aquellas con potencia inferior o igual a 10 MW pero que formen parte de una agrupación (...) cuya suma total de potencias sea mayor a 10 MW, deberán estar adscritas a un centro de control de generación, que actuará como interlocutor con el operador del sistema, remitiéndole la información en tiempo real de las instalaciones y haciendo que sus instrucciones sean ejecutadas con objeto de garantizar en todo momento la fiabilidad del sistema eléctrico".

En el caso de las islas, la exigencia será menor por la fragilidad del sistema. "En los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares el límite de potencia anterior será de 1 MW para las instalaciones o agrupaciones", explica el documento.

De salir adelante, la nueva norma requerirá inversiones en sistemas de telemedida y de teledisparo, en la jerga del sector, para la conexión. En ese caso, el sector fotovoltaico pediría compensaciones económicas, explican desde ASIF.

Tomado del portal Cinco días de España.

Argentina: El parque eléctrico debe ampliar su capacidad de generación

Informe muy interesante publicado hace algo de un año en el diario El Litoral de la provincia de Santa Fé (Argentina).

Se lo confirmaron a El Litoral cuatro especialistas en el sector energético. En los picos de consumo, la diferencia entre la oferta y la demanda de energía no alcanza niveles confiables. Las razones son la falta de inversión y planificación.

En los últimos cinco años, la Argentina ha crecido a la sombra de la crisis energética. Los problemas más cercanos son los cortes del 27 de noviembre, que dejaron sin energía a más de 50.000 porteños cuando el termómetro ardía y superaba los 40º C. Pero la crisis empezó antes.

En el frío invierno de 2007, el gobierno restringió el servicio eléctrico a 4.700 industrias y grandes usuarios para “esquivar” los apagones en las grandes ciudades. “No son cortes, son restricciones de demanda”, se aclaró entonces. Las mismas medidas se habían tomado en el 2005.

La Argentina necesitó “restringir” su demanda energética, porque en los días más fríos y calurosos (los picos de demanda) la brecha entre la generación y el consumo de energía suele acercarse peligrosamente.

Los sistemas energéticos no deben funcionar así. Un grupo de expertos aclaró a El Litoral que existe un recurso estratégico para que la infraestructura eléctrica no sea una frazada corta, que obligue a elegir entre cubrir las necesidades de la industria o las del consumo residencial.

Técnicamente, se la denomina “capacidad de reserva o en exceso”, y en la Argentina se achicó por la falta de inversión y planificación. Para comprender este proceso, hay que hacer algunas cuentas. Si se suman todas las centrales eléctricas (ver infografía), en el país hay una potencia bruta instalada —teórica, no es la oferta real de energía— que supera los 24.000 megavatios, según la Comisión Nacional de Energía Atómica (Cnea).

La otra pata de la comparación es la demanda. En el 2008, el pico máximo se registró el lunes 23 de julio, a las 19.30 (19.126 megavatios), según los datos de Cammesa (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico).

Con estos números, la capacidad de reserva apenas supera el 20 %. Los expertos que consultó El Litoral coinciden en que esa cifra es un riesgo.

La brecha

El vicepresidente de la Fundación Bariloche, Daniel Bouille, indicó que el porcentaje de reserva debería oscilar entre el 30 y el 40 %. Lo mismo dice el Ing. Francisco Carlos Rey (Cnea) en un trabajo sobre planificación energética.

“Nuestro sistema eléctrico debe poseer una capacidad en exceso por encima de la demanda de punta, como mínimo de un 40 %, debido a que es necesario prever los ciclos hidrológicos que nos limitan la generación hidráulica (por ejemplo, las sequías), la indisponibilidad habitual del parque térmico (reparaciones y mantenimiento), las obligatorias salidas periódicas del parque nuclear y los eventuales problemas de suministro de gas en el invierno” (Boletín Energético Nº 15, Cnea).

La historia reciente confirmó estas advertencias. El 31 de julio de 2006, la brecha prácticamente desapareció. El pico de demanda alcanzó los 17.300 mW y la oferta sólo llegó a 18.000 mW.

La generación de energía se incrementó en el último iceberg de la crisis —los cortes del 27 de noviembre— pero sin alcanzar niveles confiables (18.100 mw de demanda contra 21.000 mw de oferta). Al margen de cada situación puntual, las cuentas son sencillas. En la Argentina, la capacidad de reserva se redujo a casi la mitad de lo que se necesita. “Estamos al borde, no hay margen y falta back up”, sostuvo Jaime Moragues (doctor en Física y especialista en energías renovables), entrevistado por El Litoral.

En Santa Fe, los ingenieros Julio Doyharzabal y Jorge Caminos, de la Universidad Tecnológica Nacional (UTN), coincidieron. “Hay un cuello de botella del que es complicado salir. La falta de planificación es el principal problema y para explicar lo que nos pasa ahora hay que remontarse a la historia”, afirmaron.

Algo habrán hecho

El primer capítulo de la crisis actual se escribe a principios de los ‘90, cuando el presidente Carlos Menem decidió privatizar buena parte de la estructura energética.

A partir de las privatizaciones, el gobierno transfirió al sector privado las decisiones sobre su infraestructura energética. “Se cerraron los grupos de planificación y el Estado se desentendió de la política de energía”, explicó Moragues.

“No se trata de estar a favor o en contra de las privatizadas —contextualiza Caminos—, a lo mejor una buena privatización, con un Estado que planificara y controlara, podría haber dado un buen resultado. Pero no fue lo que pasó”.

En un primer momento el impacto fue positivo. Los capitales privados invirtieron, hicieron crecer el parque de centrales térmicas y aumentó la capacidad de reserva. “Pero el problema fue que se cortó el proceso de diversificación de la matriz energética. Se paralizó el plan nuclear e hidroeléctrico y casi no se invirtió en energías renovables”, cuestionó Bouille.

Doyharzabal agregó más elementos: “No se buscaron nuevas reservas petroleras y no se hicieron obras para ampliar la red de transporte eléctrico”.

El esquema se complicó en 1998, cuando las empresas privadas dejaron de invertir en centrales térmicas. “Percibieron que el modelo económico se agotaba”, apuntó Bouille.

¿Qué pasó después? En el 2002, el parate económico disimuló los problemas (porque cayó la demanda). Pero cuando la economía se recuperó, la estructura energética se quedó corta. “El origen del problema no es responsabilidad de esta administración —analizó Bouille— pero sabían que lo heredaban e hicieron muy poco para corregirlo”.

En el 2005, el gobierno anunció “las restricciones de demanda” para las empresas. Después vinieron los planes de uso eficiente de la energía, las barcazas con generadores eléctricos y las nuevas centrales térmicas. También se retomaron las obras de Atucha II, pero las medidas llegaron tarde.

“El costo de haberse desentendido del tema durante 15 años va a ser alto. En materia energética las políticas son de mediano y largo plazo”, razonó Caminos.

Hay una sola forma de atenuar este impacto: definir un plan estratégico. “Es que ningún país puede crecer si no tiene una visión energética de mediano y largo plazo”, advirtió Doyharzabal.

Es una buena conclusión de lo que piensan los expertos que entrevistó El Litoral y también parece la forma más sensata para salir del laberinto energético.

A continuación las infografias de las distintas centrales presentes en el informe.

Venezuela: Nueva capacidad eléctrica colapsará líneas de transmisión

La capital podría enfrentar problemas de distribución. Las líneas troncales y las viejas subestaciones no podrán soportar la oferta en ciernes planteada por el Ejecutivo.

De incorporarse los 5.000 megavatios en capacidad de generación eléctrica que ha prometido el Gobierno para este año, será casi imposible canalizarlos al sistema en su totalidad.

El ex director de la Oficina de Operación de Sistemas Interconectados (Opsis), Miguel Lara, quien duda de la factibilidad de la oferta gubernamental, asegura que los sistemas de transmisión y distribución no están preparados para enfrentar la adhesión de esta cantidad de megavatios.

Explica que el problema de generación eléctrica puede resolverse en mucho menos tiempo que las fallas referentes al sistema de transmisión y distribución. A su juicio, estas tres áreas no lucen acompasadas.

Lara comenta que cuando se incorporan obras de envergadura, que aportan nueva generación al sistema, deben hacerse los estudios correspondientes para saber cuál será el impacto que tendrán sobre el equipo de transmisión y distribución que soportará la nueva carga.

El técnico sostiene que de no hacerse las evaluaciones se corre el riesgo de que se dañen los nuevos equipos, además de desestabilizar al sistema, al punto de sacarlo de operación.

Este dúo de la tríada -generación, transmisión y distribución- requiere permisos de paso, lugares para nuevas subestaciones, la recuperación de aquellos que fueron invadidos, todos factores que resultan engorrosos y que retardan las posibilidades de expandir la líneas troncales.

Las líneas de transmisión y distribución están caducas. Se habla de que hacia finales de los años 80 más de 97% de la población estaba asistida eléctricamente. Sin embargo, el crecimiento poblacional y económico dio paso a un ciclo de elevada demanda energética en la década siguiente. Entre 2005 y 2007 el aumento estuvo en torno a 7% y 8%, y las líneas permanecían inalterables.

Resalta Lara que no hubo planificación en el sector eléctrico, y no se acometieron ni siquiera las obras elementales de mantenimiento. El consumo creciente de electricidad obligaba a incorporar cerca de 1.000 megavatios de capacidad instalada interanualmente y no se hizo. Hoy se estima que ya ese requerimiento está en el orden de 1.300 megavatios.

La oferta de energía eléctrica fue mermando al punto que para 2009 se obtuvo una cifra récord de demanda que se colocó en 17.337 megavatios, mientras que las posibilidades del sistema sólo alcanzaban 16.149 megavatios de generación disponible.

Caracas, una de las pocas ciudades con respaldo eléctrico, podría según Miguel Lara, comenzar a presentar problemas de distribución entre 2011 y 2014, básicamente en la zona de El Silencio y todo lo que es el centro de la ciudad.

Destaca que la demanda en la capital no ha crecido de manera sustantiva. Pese a ello se impondrá un racionamiento futuro, no por falta de generación sino por el deterioro de las líneas de distribución.

Sucede, según el experto, que por la imposibilidad de que estas ampliaciones en transmisión y distribución se puedan hacer con celeridad, es imperioso que se elabore una auditoría de todo el complejo de redes, para definir las prioridades e iniciar un plan agresivo de expansión.


Tomado del portal El Mundo de Venezuela.