Si bien la integración de capacidad intermitente obedece a una transición hacia un paradigma global de generación limpia, este proceso conlleva retos importantes para la operación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN). En México la capacidad de generación fotovoltaica creció 554%, mientras que la eólica 61%, de 2017 a 2019. Lo anterior conlleva a que el operador del sistema continúe manteniendo el balance entre la generación y la demanda en función de las características y propiedades de estas nuevas Centrales Eléctricas (CE). Esta tarea representa un reto al que se han enfrentado distintos operadores del sistema en varias partes del mundo. En el presente artículo se explica la línea de sucesos relacionados con el aumento de la generación renovable en México y los distintos procesos implementados.
Crecimiento de la capacidad de generación a través de tecnologías intermitentes
La capacidad de generación fotovoltaica y eólica [1] ha tenido tasas de crecimiento sobresalientes a nivel mundial. Según los resultados del reporte Renewable capacity highlights, donde se destacan los aspectos más sobresalientes acerca de la capacidad de las energías renovables a nivel mundial, publicado por la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA, por sus siglas en inglés), la capacidad de energías renovables tuvo un crecimiento de 7.4% en 2019. De este incremento, la fotovoltaica tomó la delantera sobre las demás fuentes de energía, con un crecimiento de 20%, mientras que la eólica se posicionó en el segundo puesto, con un crecimiento de 10% [2].
En México, en el SEN, la capacidad instalada global creció 13.3% de 2018 a 2019 [3]. En tanto que, en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) se tuvo un crecimiento de 13.9% para el mismo periodo. Sin embargo, la capacidad de generación fotovoltaica incrementó 554%, mientras que la eólica tuvo un incremento del 61% en todo el SEN, de 2017 a 2019 [4].
Las cifras expuestas muestran que, en lo que respecta a integración de energía intermitente [5], México tuvo un desempeño sobresaliente y por arriba de los estándares mundiales en 2019. No obstante, la integración de generación fotovoltaica y eólica no ha sido de manera uniforme en cada una de las Gerencias de Control Regional (GCR).
La capacidad de estas dos tecnologías está concentrada, en mayor parte, en las tres GCR del norte del SIN, así como la Occidental y Oriental. Cabe señalar que, en el caso de las GCR Oriental, Occidental y Norte, más del 10% de su generación en tiempo real provino de estos tipos de tecnología, en 2019 [6].
Retos en la operación del sistema
La integración de energías intermitentes representa retos importantes para el operador del sistema debido a las características inherentes de las propias centrales fotovoltaicas y eólicas, cuya generación pudiera interrumpirse a causa de eventos naturales. Los pronósticos de generación de las CE intermitentes inciden en el balance que debe existir entre la generación y la demanda a nivel sistema, por lo que, también, incide sobre la asignación de Unidades de Central Eléctrica (UCE) con otros tipos de tecnologías. Asimismo, según lo señala la Base 10 de las Bases del Mercado Eléctrico (BME), los requisitos de Servicios Conexos son calculados de acuerdo con la penetración de generación intermitente y la demanda modelada.
En virtud de la importancia que tiene la generación proveniente de CE intermitentes para la gestión adecuada de la operación del SEN, es necesario que los pronósticos ofertados sean lo más precisos posibles, ya que una sobreestimación de generación mediante los pronósticos puede conllevar a que el operador utilice UCE de pronta respuesta para cubrir la demanda que no atendió la CE intermitente; cabe destacar que la UCE de pronta respuesta tendría costos de generación arriba de cero. Por otra parte, una subestimación de generación de CE intermitentes conlleva a restringir generación térmica que ya estaba programada.
En primera instancia y, de acuerdo con las BME, las CE intermitentes tienen la obligación de presentar sus pronósticos de generación -y, en la práctica, estos pronósticos representan la generación en el Mercado del Día en Adelanto (MDA)-. No obstante, la comunicación entre estas CE y el operador, el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), debe ser activa mediante el Registro de Instrucciones de Despacho (RID), para que el operador esté al tanto de la capacidad disponible en tiempo real de las UCE.
Como se mencionó al inicio de este artículo, la incorporación de capacidad intermitente y, en particular la fotovoltaica, en comparación con la incorporación global de capacidad, ha sido significativa en los últimos años. El aprendizaje de los pronósticos climáticos en cada zona específica es un factor que toma tiempo, por lo que el ajuste de pronósticos por parte de las CE es paulatino.
Cronología de reducciones de la generación intermitente
Con el fin de exponer una cronología de los sucesos de reducciones relacionados con la generación de energía eléctrica a través de tecnologías intermitentes, se indican los eventos que se han suscitado a través del incremento de esta generación en México.
El Monitor Independiente del Mercado señaló en su Reporte Anual del Mercado Eléctrico Mayorista 2019 que el CENACE, durante la primera mitad de aquel año, llevó a cabo restricciones a diferentes CE. El grupo colegiado indicó que dichas restricciones se realizaron a través de llamadas telefónicas y no mediante el RID.
A pesar de que los operadores pueden recurrir a la restricción de generación intermitente cuando se presentan desbalances entre carga y generación derivado de diferencias de pronósticos o congestión en los enlaces de transmisión, la falta de documentación en este proceso limitó la justificación de las restricciones.
Posterior a este evento, en julio de 2019, el CENACE restringió la generación en el tiempo real a lo ofertado en el MDA para las CE fotovoltaicas, lo cual tuvo como efecto la reducción de restricciones que el CENACE realizaba en el tiempo real.
El 29 de abril de 2020, el CENACE dio a conocer el Acuerdo para garantizar la eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad y seguridad del Sistema Eléctrico Nacional (Acuerdo de Confiabilidad), mediante el cual, entre otras medidas, se suspendían las pruebas preoperativas de las Centrales Eléctricas intermitentes eólicas y fotovoltaicas; asimismo, se cancelarían las autorizaciones de pruebas preoperativas. No obstante, esta medida fue frenada mediante diversos juicios de amparo.
El 15 de mayo de 2020, la Secretaría de Energía (SENER) publicó, mediante el Diario Oficial de la Federación (DOF), la Política de Confiabilidad, Seguridad, Continuidad y Calidad en el Sistema Eléctrico Nacional (Política de Confiabilidad), que menciona en su Capítulo VI, numeral 7.1.2.7 lo siguiente:
7.1.2.7. Por declaratoria de Estados Operativos de Alerta y Emergencia, el CENACE podrá realizar reducciones programadas en las Centrales Eléctricas con Energía Limpia intermitente en la Asignación Suplementaria de Unidades de Central Eléctrica para Confiabilidad (AUGC) y en el MTR ante eventos de rachas de viento y nubosidad.
Lo anterior, así como otros rubros de la Política de Confiabilidad, estableció las bases legales para ejercer restricciones a la generación intermitente.
Sin embargo, tanto el Acuerdo de Confiabilidad del CENACE, así como la Política de Confiabilidad de la SENER, fueron invalidadas mediante diversos instrumentos legales.
Posterior a las suspensiones definitivas del Acuerdo y Política de Confiabilidad, en marzo del presente año, el senado de México aprobó la iniciativa de reforma propuesta por el ejecutivo, cuyo eje principal es modificar la prelación en el despacho de UCE, en el siguiente orden: UCE hidroeléctricas, UCE pertenecientes a la Comisión Federal de Electricidad, UCE con tecnología ciclo combinado pertenecientes a productores independientes de energía suscritos a la antigua Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica, UCE eólicas o fotovoltaicas de Participantes privados y UCE con tecnología ciclo combinado y otras tecnologías pertenecientes a particulares.
La reforma y adiciones de disposiciones de la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) se publicaron en el DOF el 10 de marzo. No obstante, un día después, fue suspendida mediante una demanda de amparo, la cual es de aplicación general para toda la industria.
Cuatro meses después, el 15 de julio, el Primer Tribunal Colegiado Especializado en Competencia Económica resolvió que no proceden las suspensiones definitivas contra la reforma a la LIE. A continuación, la Ilustración 1 muestra los sucesos ya mencionados en una línea de tiempo.
Fuente: Elaboración propia con información del Reporte Anual del Mercado Eléctrico Mayorista 2019, el DOF y fuentes periodísticas.
Conclusiones
La integración de capacidad intermitente trae beneficios de mercado, pues reduce los precios de la energía y, por otra parte, se genera energía mediante recursos naturales y limpios para el ambiente. Sin embargo, esta adhesión de CE intermitentes dista de ser sencilla y cabe mencionar que no es un reto único de México, sino de cualquier sistema eléctrico que se encuentre añadiendo este tipo de capacidad a su parque de generación.
Según el Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL, por sus siglas en inglés), las metas de integración renovable fomentan una visión de políticas y operación del sistema en el largo plazo, siempre y cuando las autoridades, reguladores y operadores consideren en su agenda nueva capacidad renovable, expansión de la infraestructura de transmisión, optimización de la flexibilidad del sistema y planeación de altos niveles de integración en el futuro.
México está en sus primeros años de integración de capacidad renovable y, tentativamente, la adecuación de políticas públicas, así como la dinámica que adquiera la operación con respecto a este tipo de generación tome más tiempo.
[1] Para fines de este artículo, la generación eléctrica con tecnologías renovables, así como la capacidad intermitente, se refiere a las tecnologías fotovoltaica y eólica.
[2] International Renewable Energy Agency – IRENA (2019), Renewable capacity highlights. Recuperado de https://irena.org.
[3] Monitor Independiente del Mercado (2020), Reporte Anual del Mercado Eléctrico Mayorista 2019.
[4] Monitor Independiente del Mercado (2020), Reporte Anual del Mercado Eléctrico Mayorista 2019.
[5] Según las Bases del Mercado Eléctrico, en su Base 3, numeral 3.3.16, las Unidades de Central Eléctrica intermitentes despachables son aquellas que siguen instrucciones de despacho en tiempo real desde su producción mínima hasta una capacidad intermitente, lo cual es el caso de las UCE fotovoltaicas y eólicas.
[6] Monitor Independiente del Mercado (2020), Reporte Anual del Mercado Eléctrico Mayorista 2019.
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