Es un hecho indiscutible que la operación de los sistemas de potencia está siendo desafiada por la mayor penetración de fuentes de generación cuya gestión de capacidad es de alta incertidumbre (llamadas fuentes no gestionables o intermitentes) y que además son fuentes de generación basadas en inversores (inverter-based resources).
¿Cuáles son las implicancias económicas de este nuevo escenario en la gestión de la confiabilidad de los sistemas de potencia?
A raíz del Blackout que afectó a gran parte del sistema eléctrico en Brasil el 15/08 último, resulta interesante revisar las consideraciones relacionadas con la mínima reserva rotante a establecer en el Plan de Restablecimiento del sistema eléctrico.
Edvaldo Santana, ex-director de la ANEEL de Brasil, en un artículo que recomiendo leer (ver en https://lnkd.in/eDwdKfqR ) comenta que desde el día siguiente al evento del Blackout, “más hidroeléctricas pasaron a operar en vacío – sin inyectar energía en la red – en una estrategia [de operación del sistema de potencia] que eleva la inercia del sistema, [dando] mayor capacidad adaptativa. Los costos [de operación del sistema] crecerán. Los reservatorios serán más utilizados y térmicas flexibles serán necesarias. [Este] es el patrón en una oferta que migra, rápidamente, para el dominio de renovables variables [intermitentes y basadas en inversores]. Parece claro que los organismos del sector eléctrico no percibieron a tiempo que el ‘software’ de la gestión de la operación, requería evolucionar para el nuevo ‘hardware’ (la matriz de generación con más y más renovables [intermitentes])”.
En el 🇵🇪Perú, a diferencia de lo que sucede en 🇨🇱Chile o en 🇧🇷Brasil, aún estamos a tiempo de tomar medidas proactivas frente al aumento de la generación basada en inversores, no sólo referente a las medidas técnicas sino principalmente a las medidas económicas para:
i) implementar señales de precios que reduzcan las barreras a la inversión en renovables intermitentes tanto a nivel centralizado en las redes de transmisión como a nivel descentralizado en las redes de sub-transmisión; y
ii) asegurar una adecuada distribución del incremento en los costos de generación y transmisión en que se incurre para mantener el nivel confiabilidad del sistema, esto es, que el usuario final no termine pagando un costo adicional que no esté justificado en una economía real en su recibo de electricidad en el mediano y largo plazo.
Artículo realizado por el David Orosco a quien agradecemos por compartir esta información. Recomendamos seguirlo por Linkedin.
