Una de las características de las comunidades científicas relacionadas con los estudios astronómicos dice relación con la ubicación de cielos limpios que permita la observación vía instrumentos adecuados del espacio en que está inmerso el planeta. Al respecto, Chile es privilegiado pues entre la Región de Tarapacá y la de Coquimbo cuenta con una calidad de cielos diáfanos, que se traduce en un muy alto porcentaje, dentro de un año calendario, de disponibilidad para efectuar observaciones. Esto ha motivado el desarrollo de cuantiosas inversiones asociadas a la astronomía, basta pensar en La Silla, Tololo, Paranal, ALMA, Las Campanas, y en lo futuro el proyecto Gemini.
La cualidad mencionada de los cielos del norte de Chile también aplica a la excelente calidad de niveles de radiación solar, la cual puede ser aprovechada en términos de generación de energía eléctrica en un periodo de tiempo promedio diario de unas ocho horas.
La condición anterior manifiesta una clara desventaja para el desarrollo de proyectos de este tipo, considerando los actuales esquemas de comercialización de energía que actualmente están vigente en el mercado eléctrico nacional. A la situación expuesta, se suma los problemas operativos que surgen en aquellos sistemas eléctricos que en su matriz de generación no tiene aportes relevantes de hidroelectricidad y en donde se desea instalar bloques importantes de generación solar para el tamaño del sistema. No obstante lo anterior, la generación de este tipo bajo los cielos del norte de Chile presenta una ventaja que normalmente no se toma en cuenta y que, analizada en profundidad, es única al compararlas con hidroelectricidad y generación eólica. Para visualizar esta ventaja, considérese el Cuadro N°1 (disponible en la versión digital y PDF de Revista Electricidad en www.revistaei.cl.
El Cuadro N°1 presenta los registros de radiación solar tomados sobre la base de lecturas cada 10 minutos, durante 24 horas, para siete días distintos. La forma que toman las curvas, la magnitud de la radiación asociada, como al hecho que dicha magnitud es semejante para el mismo momento del día, es que se puede plantear que existe alta certeza que se contará con las mismas características de radiación solar en los días futuros para generar electricidad. Esto se traduce en considerar a esta fuente de energía como de muy bajo riesgo, dado que su perfil de disponibilidad futura es altamente determinística, característica que no presentan las fuentes que utilizan el recurso hidráulico o eólico para la generación de electricidad. A modo de ejemplo, en la referencia entregada para graficar las curvas del Cuadro N°1 están los datos de lecturas de viento que permite visualizar la volatilidad asociada al recurso. A nivel hidrológico, los antecedentes indicados en el Cuadro N°2 muestran el perfil histórico de las Energías Afluentes del sistema SIC, expresados en °/1 del promedio de 49 registros históricos, y que refleja la alta dependencia con las condiciones hidrológicas que se presenten en cada año.
Dada la alta volatilidad del perfil hidrológico del sistema SIC para la generación de electricidad, en comparación con el bajo perfil riesgo de la generación sobre la base de radiación solar, se puede considerar una complementariedad de las dos fuentes de generación (solar e hídrica), de forma de mejorar la capacidad de generación de electricidad del sistema SIC cuando se enfrente a hidrologías secas. Esta complementariedad resulta válida por el hecho que el SIC cuenta con capacidad de embalsar agua, de forma que ante la presencia de hidrologías secas, se puede almacenar agua por el equivalente de la energía inyectada por la generación solar. Para visualizar el efecto de la complementariedad mencionada, se efectuaron los estudios respectivos, y para ello se desarrolló un modelo estocástico que contempló las siguientes características: de las 49 hidrologías existentes, se consideran las primeras 23 hidrologías según el orden entregado en el cuadro N°2, donde la hidrología N°1 corresponde a la más seca.
Cada hidrología se expresa en °/1, considerando como valor base el valor promedio de las 49 hidrologías. Este valor base es igual a 25.776 GWh.
Las hidrologías se modelan como un continuo, cuyo valor queda determinado según el numeral que surge de una distribución uniforme cuyos números pueden variar aleatoriamente entre 1 y 23. El valor resultante de la distribución uniforme no necesariamente es un número entero; la única restricción es que éste debe estar dentro del rango indicado.
Se consideran tres escenarios de desarrollo de generación sobre la base de energía solar, un bloque de 250 MW, uno 500 MW y otro 1.000 MW.
En el Cuadro N°1, dentro de las curvas asociadas a las mediciones efectuadas, se destaca un rectángulo de ancho equivalente a ocho horas y que representará el tiempo en que las unidades de generación solar se encuentran inyectando electricidad a la red.
Para las unidades de generación solar se contempla una generación media del 95% de su capacidad, con una tasa de salida forzada modelada como una distribución lognormal de media 3% y desviación standard del 3%.
La modelación efectuada busca determinar la mejora del perfil de riesgo del sistema SIC cuando éste se enfrente a cualquiera de las hidrologías dentro del rango de 1 a 23, producto de incorporar generación solar. Los análisis se repiten para cada uno de los bloques de generación solar contemplados en el estudio. Los resultados del análisis estocástico, sobre la base de 100.000 iteraciones, se presentan en el Cuadro N°3, considerando los escenarios con y sin el aporte de generación solar de una planta de 500 MW de capacidad.
En el Cuadro N°3, destaca la mejora que se alcanza en el perfil de riesgo del sistema SIC ante las hidrologías en estudio con la presencia de la generación solar. En efecto, el percentil del 5% del escenario base, que corresponde a un volumen de energía de 0,537 °/1 (o 13.842 GWh) salta a un valor de 0,587 °/1 (o 15.131 GWh), lo cual equivale a un aporte adicional de 1.289 GWh, con la incorporación de generación solar por el equivalente a 500 MW. En el caso del comportamiento del sistema SIC con la operación de generación solar en los escenarios de 250 y 1.000 MW, estos se presentan en la Tabla N°1. De los resultados entregados, es importante visualizar el efecto positivo de contar con generación solar en el sistema SIC cuya capacidad de generación es fuertemente dependiente de las condiciones hidrológicas que se van presentando.
Los resultados obtenidos en la mejora del perfil de riesgo hidrológico del sistema SIC vía la incorporación de generación solar ameritan su estudio en profundidad. Lamentablemente, las condiciones actuales del mercado de la electricidad no resulta atractivo para una fuente de generación del tipo indicada, tanto por sus características de generación, costos asociados, como por el hecho que el mercado opera pensando en el suministro a clientes finales.
Lo anterior resulta llamativo, no se aprovecha una coyuntura que claramente origina un beneficio país y que por razones de mercado no se desarrolla; es allí donde la autoridad se debe hacer presente para destrabar este tipo de situaciones. La coyuntura que actualmente enfrenta el sistema SIC, dada la existencia de un decreto de racionamiento preventivo y que está vigente hasta abril de 2012, hace entender y sensibilizar la temática en comento.
Desde un punto de vista económico, la generación solar representa al equivalente a un “seguro de lluvias” para el sistema SIC, especialmente para las centrales hidráulicas que operan con embalses para acumular agua. En efecto, contar con una alta certeza de generación solar durante una cierta cantidad de horas en el día resulta relevante en escenarios de sequías, se almacena agua mientras la menor generación hidrológica es sustituida por generación solar; el resultado de ello es inmediato para todos los usuarios: los precios del mercado spot serían más bajos y por sobre todo aleja la incertidumbre de un racionamiento o restricciones en los consumos de electricidad, afectando por tanto a todos. Es justamente el hecho que el beneficio es recibido por todos los usuarios finales como por las centrales hidroeléctricas con capacidad de embalse, que el costo de este “seguro” debe ser prorrateado entre todos ellos, permitiendo hacer atractivo el desarrollo de tecnologías solares. Un esquema de negocio en que la generación solar es tomada como un “seguro” del tipo planteado, la discusión respecto a reconocer potencia firme a centrales eléctricas solares pierde validez.
Incorporar generación solar, lleva a que el CDEC y CNE efectúen los estudios tendientes a determinar los montos en MW a instalar, desarrollar licitación de los bloques requeridos, calcular tarifas con actualización periódica; así como exigir a los operadores de las centrales solares disponibilidad mínima de la inyección de energía a la red de forma que el “seguro” que se está contratando opere según lo requerido.
Ventajas adicionales a las mencionadas y que están asociadas al tema ambiental también están presentes: menor contribución a la huella de carbono así como contribución directa a las metas que el país se auto impuso en términos de aumentar los porcentaje de ERNC en la matriz de generación.
Elio Cuneo H es ingeniero civil electricista, MBA Finanzas, profesor coordinador del Magíster en Economía Energética de la Universidad Santa María y profesor invitado para dictar el ramo Análisis de Riesgo en Evaluaciones Económicas para el Magíster en Desarrollo Energético de la Universidad de Antofagasta.
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