Relevancia del Ciclo Combinado en el Mercado Eléctrico Mayorista

En esta entrega se realiza un análisis de las tecnologías de generación de energía eléctrica y sus costos. Se compara entre las centrales renovables y las de ciclo combinado, donde se muestra la ventaja de contar con un sistema eléctrico con más variedad de tecnologías y no sólo renovables.

Además, como el Mercado Eléctrico Mayorista ayuda a estas tecnologías a ser las principales generadoras de electricidad debido a sus costos. Asimismo, la comparación internacional de las tecnologías confirma el uso del ciclo combinado como mejor opción contra otras tecnologías térmicas..

El Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) es implementado en México en el 2015, con el objetivo de crear competencia en la comercialización de la energía eléctrica en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), principalmente en la generación y el suministro, así como reflejar de mejor forma los costos de generación en los precios de energía.

La competencia económica en la generación de electricidad depende de varios factores, uno predominante es la tecnología que se utiliza para la transformación de cualquier energía (mecánica, solar, hidráulica, etc.) a electricidad, debido al diferente costo que presenta cada una.

Las principales tecnologías de generación que operan en el MEM son:

• Térmicas: biogás, carboeléctrica, ciclo combinado, térmica convencional, turbo-gas, combustión interna y nuclear.
• Renovable: eólica, fotovoltaica, termo solar, geotérmica e hidroeléctrica.

Además, cada tecnología tiene diferentes características para la operación del MEM: tiempos de arranque, capacidad instalada, eficiencia, factor de planta, entre otras.

Actualmente, por las reglas del MEM, las centrales renovables han sido la mayor apuesta del sector por su supuesto costo variable menor a una térmica. En 2017, se contaba con 171 MW de capacidad instalada en centrales fotovoltaicas y 3,898 MW de centrales eólicas; para el 2021, estas incrementaron a 5,955 MW de centrales fotovoltaicas y 6,977 MW en eólicas (Secretaría de Energía, 2022).

Sin embargo, las centrales renovables cuentan con algunas desventajas técnicas para el SEN, como en el control de frecuencia, la aportación de inercia o la continuidad de generación cuando no se cuentan con las condiciones ambientales adecuadas; esto podría solucionarse con baterías y otros equipos de regulación y control, lo que implicaría un aumento en los costos y sus requerimientos de conexión al SEN. Por otro lado, el uso de centrales térmicas es otra opción a corto plazo (para el actual diseño del SEN).

 

Ciclo Combinado

El ciclo combinado es la tecnología térmica más reciente -los primeros diseños fueron en la década de 1980- que se ha diseñado para la generación eléctrica. Debido a sus ventajas, es otra de las grandes apuestas al MEM por sus costos, así como la flexibilidad de generación y una mayor eficiencia energética, comparados con otras centrales térmicas.

Asimismo, es la tecnología con mayor presencia en el SEN, debido a su capacidad instalada. En el 2017 se contaba con 25,340 MW instalados, en el 2021 aumentó a 33,640 MW (Secretaría de Energía, 2022), esto representa el 39 % del parque de generación.

 

Antecedentes

El ciclo combinado utiliza la energía química de un combustible para transformarla a energía mecánica, y ésta a su vez en energía eléctrica. Como su nombre lo dice, combina dos tecnologías de generación eléctrica: la turbina de gas (la cual trabaja con el ciclo Joule – Brayton) y la turbina de vapor (ésta con el ciclo Rankine).

Las dos turbinas funcionan por separado, es decir, sus fluidos de trabajo jamás interactúan, incluso, en la mayoría de los diseños, cada turbina tiene su propio generador eléctrico. La forma en que trabajan en conjunto es aprovechando el calor de los gases de escape de la turbina de gas para generar vapor por medio de intercambiadores de calor (Figura 2).

De esta forma, se lleva a cabo una producción de electricidad más eficiente, sin el consumo de combustible adicional para generar vapor; la eficiencia neta de la central aumenta al tener una mayor producción de energía eléctrica con un menor consumo de combustible (sólo el que utiliza la turbina de gas) y la huella de carbono disminuye al tener una menor emisión de gases de efecto invernadero al medio ambiente.

Las principales ventajas de un ciclo combinado son: eficiencia neta entre el 50 % y el 80 %, factor de planta superior al 80 % (Breeze, 2014), menor emisión de gases contaminantes, la mayoría funciona con gas natural (el combustible menos contaminante y el más barato), menor espacio para sus instalaciones –comparado con centrales térmicas o renovables de la misma capacidad- y un retorno de capital mayor a otras tecnologías. Además, ofrece reservas operativas y puede regular dependiendo de la variación de la demanda.

Actualmente, en México, existe una gran variedad en diseños de centrales de ciclo combinado, cada uno varía dependiendo de su configuración -número de turbinas de gas por cada turbina de vapor-, la potencia neta, el tipo de carga, entre otros. Debido a su alta eficiencia, los ciclos combinados presentan menores costos de producción.

 

Costo de la energía en el MEM

Costo nivelado de energía

El costo nivelado de energía es un análisis que permite conocer el costo de producir un MWh por cada tecnología de generación eléctrica. Este análisis incluye el costo de inversión, el costo de los insumos (combustible, agua, etc.) y el costo de la operación y el mantenimiento, con proyección en los siguientes años.

De esta forma, los desarrolladores del proyecto analizan el impacto económico de instalar una central eléctrica, el tiempo para recuperar inversión y generar un margen económico.

Cada determinado tiempo, diferentes consultorías realizan análisis de costo nivelado para determinar cambios en los costos de las tecnologías debido a cambios económicos globales.

 

Oferta de Venta de energía

Para participar en el MEM, se determina el costo variable de generación de cada Unidad de Central Eléctrica (UCE) al MEM: los Participantes del Mercado (PM), que representan a cada una de éstas, envían su oferta de venta de energía (donde incluye los costos de los servicios que ofrece) al CENACE. Esto se realiza durante el proceso del Mercado del Día en Adelanto (MDA), un día antes del Día de Operación.

No se utilizan los costos nivelados, si no, el costo variable de la generación. Para esto, se determinan los parámetros técnicos por pruebas normalizadas (potencia, tiempos de arranque, eficiencia, régimen térmico, etc.). Todos estos parámetros dependen de la ubicación, la antigüedad y condiciones ambientales a las que está sometida la central. Además, en cada oferta ya viene implícito el costo (variable) del combustible del día de operación, el cual les fue proporcionado unas horas antes. Cabe destacar que estos datos son de carácter privado.

Con esto, el CENACE analiza la generación que cada central debe proporcionar (despacho), y las ordena de menor a mayor costo para satisfacer la demanda estimada en cada hora del día, en el MDA.

En el caso de las centrales renovables, no pueden otorgar el 100 % de su capacidad instalada, debido a que éstas dependen de las condiciones ambientales de la zona; en el caso de las térmicas, es el CENACE el que decide el despacho en cada hora -no necesariamente la capacidad máxima-. La potencia de las UCE que no generen se utiliza como reservas no rodantes, de las cuales ya vienen sus costos en la misma oferta.

En la Figura 3 se muestra como el CENACE normalmente despacha las UCE por tipo de tecnología y costo. Se observa que las UCE de ciclo combinado (con gas natural) son las que más generación aportan para satisfacer la demanda, y a bajo costo. Por otro lado, las renovables, a pesar de contar con un mayor parque de generación, no aportan mayor energía que otras tecnologías, debido a su generación variable.

Las UCE que cuentan con Contratos de Interconexión Legado (CIL) -auto abasto- y las que son No Programables (NP) son asignadas sin precio, las primeras por contratos anteriores a la reforma energética y las segundas al ser no despachables, firmes (SENER, 2016).

Las siguientes en ser asignadas son las renovables, debido a que se les considera intermitentes despachables (SENER, 2015) y cuentan con un precio cero (costo variable). Seguidas de éstas se encuentran las hidroeléctricas con costo de oportunidad del uso del agua (SENER, 2016) -normalmente inferior al costo de una central térmica, aunque en ocasiones puede llegar a superarlo-.

Al final de la curva se encuentran las centrales térmicas, empezando por las que utilizan gas natural (debido a su menor costo comparado con el combustóleo y el diésel). De estas centrales, los ciclos combinados son los primeros en ser despachados por su menor costo y su alta eficiencia.

 

Análisis del costo de la generación

Cabe destacar que estos precios en el MEM no reflejan el costo real de la energía (por que no considera costos fijos), debido a las reglas actuales del Mercado de Energía de Corto Plazo (MECP). Los costos de cada central son de carácter privado, por lo tanto, se realiza un análisis con los costos nivelados.

En la Tabla 1 se muestran los costos nivelados del análisis de Lazard de las principales tecnologías de generación (LAZARD, 2021). Se observa que el costo de la generación solar –instalada en techos residenciales, centros comerciales o industrias- es superior al ciclo combinado, principalmente por la inversión requerida a menor número de paneles solares, a pesar de que no cuenta con costos de combustible ni agua.

Sólo las solares con tecnología de transistor de película delgada y cristales de silicio (con una capacidad instalada de 150 MW en promedio) tienen un costo nivelado menor al ciclo combinado. Por otro lado, las centrales eólicas han reducido su costo nivelado, siendo menor a toda tecnología térmica.

El costo de instalar centrales renovables -como la solar fotovoltaica y eólica- ha disminuido con las actuales tecnologías en sus materiales. Sin embargo, no es la tecnología con mayor aportación de energía, como se observó en el despacho de la Figura 3, a pesar del incremento en su parque de generación.

Por otro lado, en la Figura 4 se observa que el ciclo combinado aportó el 58 % de la energía generada entre abril del 2020 y marzo del 2023. Mientras que la eólica y solar aportaron sólo el 11.2 % de la energía.

Cabe destacar que la capacidad instalada del ciclo combinado es un factor importante en la energía aportada. En la Figura 5 se analiza la energía aportada por cada MW de capacidad instalada. El ciclo combinado sigue siendo la tecnología que aporta más energía por cada MW instalado, sólo por debajo de la nucleoeléctrica (esta debido a su programa de generación).

 

Un MW de ciclo combinado instalado aportó 16,322 MWh de energía al MEM, mientras que las eólicas aportaron 8,510 MWh y las solares 7,822 MWh.

Utilizando los costos nivelados, la Tabla 2 muestra el costo de la generación de los últimos 4 años por parte de las tecnologías analizadas por Lazard. La generación de electricidad con ciclo combinado le costó al MEM $593,928 millones de pesos, sin contar con los servicios de reservas. La generación eólica costó $41,020 y la solar $28,790 millones de pesos durante el mismo tiempo.

El uso de otras tecnologías a pesar de su costo, por las reglas del MEM, como la nuclear o la Turbogas con diesel se utilizan para compensar demandas pico o fallas de otras centrales.

 

Conclusiones

En los últimos años, la instalación de centrales con tecnología renovable para la generación eléctrica ha aumentado debido a la necesidad de revertir los efectos negativos en el medio ambiente y las políticas internacionales sobre la huella de carbono.

Sin embargo, estas centrales carecen de algunos requerimientos técnicos para su operación en el SEN de manera totalitaria. Es decir, no podría operar un sistema eléctrico de potencia exclusivamente con energía renovable, a pesar de contar con sistema de regulación de frecuencia y variación de su generación con respecto a su demanda, como las baterías.

El ciclo combinado es una tecnología térmica que permite compensar estas variaciones en el SEN, además, reduce significativamente los gases contaminantes. Por su diseño, podría sustituir a centrales carboeléctricas, nucleares y térmicas convencionales. Incluso, hay diseños para sustituir la turbina de gas por un motor de combustión interna (alternativo) para poder ser instalado en sistemas eléctricos de menor tamaño.

Por lo tanto, un sistema eléctrico de potencia que mezcle tecnologías renovables y ciclos combinados permitiría una reducción de costos en la generación, mejoras en el medio ambiente y mejor regulación de la demanda sin afectar la garantía del suministro eléctrico.