Hablemos de servicios conexos y frecuencia para la confiabilidad en el Sistema Eléctrico Nacional

Para la continua operación de un sistema eléctrico de potencia, es muy importante el balance entre la generación y el consumo. Para esto se utiliza la frecuencia del sistema que, en el caso del Sistema Eléctrico Nacional se maneja en 60 Hz.

Cuando hay más generación que la energía que se está consumiendo, la frecuencia del sistema aumenta; cuando la generación es menor a la que es está consumiendo, la frecuencia del sistema disminuye y esto conlleva el riesgo de que, si se genera un desbalance en la potencia, el sistema puede presentar fallas en el suministro.

Históricamente, quienes operan el sistema no tienen forma de controlar cómo se va a comportar el consumo, ya que esta es la parte de la cadena que presenta mayor incertidumbre. Para ello es necesario emplear modelos de pronóstico que le ayuden a planificar qué centrales estarán operando a lo largo del día para cumplir dicha demanda.

A esto hay que añadir el impacto que tienen las renovables como la solar y la eólica, las cuales digamos que insertan incertidumbre en el sector de la generación, pues al perderse generación por falta de sol o viento, hay una variación que afectará la frecuencia y esto puede derivar también en problemas. Con ello tenemos ahora incertidumbre tanto en el lado de la generación como del consumo.

Aún con un pronóstico exacto tanto de la demanda como de la generación mediante renovables, siempre existirán pequeñas diferencias entre la generación y el consumo y para ello el sistema tiene mecanismos de reserva, que se dividen en primaria, secundaria y terciaria.

La regulación primaria es la que actúa en márgenes de microsegundos a segundos. En un sistema de máquinas rotativas (térmicas e hidráulicas) se relaciona mucho con la inercia de las máquinas, pequeñas variaciones que puede tener la potencia de la central dentro de un rango que ayude a responder ante los cambios de frecuencia. En el caso de las renovables, esta regulación puede mitigar las micro variaciones de la generación por la disponibilidad de sol o viento.

La regulación secundaria es la que actúa en márgenes de segundos a minutos. Esta responde a cambios más abruptos, por ejemplo, la caída de producción de una central solar por una nube necesitará compensar dicha potencia en cuestión de segundos y por varios minutos hasta que pase la nube.

Por último, la regulación terciaria es la que tiene un actuar entre 10 y 30 minutos. Estas tardan un mayor tiempo en entregar su capacidad, pero pueden suplir la necesidad de potencia por un tiempo más largo, complementando, por ejemplo, una caída de producción solar o eólica que no sea pasajera de minutos, sino de 30 minutos a una hora, en la que la regulación terciaria podría entrar para sustituir lo que haya entrado en la regulación secundaria.

Para incentivar económicamente estas reservas contamos con dos mercados: el mercado de Balance de Potencia y el mercado de corto plazo con la venta de Servicios Conexos. Entonces, ¿por qué tenemos problemas de confiabilidad con las renovables actualmente? ¿Es que los mercados no están funcionando?

De acuerdo con las Bases del Mercado Eléctrico Mayorista tenemos que:

6.2.4    Como regla general, los costos de los Servicios Conexos se cobrarán a todas las Entidades Responsables de Carga, en proporción a la energía consumida por los Centros de Carga que representa. Los Manuales de Prácticas de Mercado estipularán los casos de excepción en que una porción específica de estos costos se cobre a determinados Participantes del Mercado cuyas operaciones ocasionen una parte específica de los requisitos de Servicios Conexos.

6.2.5    La Regulación Primaria es un servicio obligatorio que deberá ser provisto por las Unidades de Central Eléctrica y no será liquidado por parte del CENACE.

 

Si esto fuera literal, en teoría no deberíamos tener problemas: los servicios conexos que se requieran serán pagados a quienes los brinden a través de este mecanismo, y por el simple hecho de estar como reserva, estas centrales podrán contar con ingresos.

Algunas centrales pueden acreditar el poder entregar cualquiera de estas reservas y pueden ofertarlas a través del mercado de servicios conexos. Para la regulación secundaria y terciaria, el Centro Nacional de Control de Energía especifica cuánta capacidad de reserva deberá tener cada región. El precio del servicio conexo se determina en función de los precios que las centrales oferten, el cual se les pagará por estar disponible y poder entregar dicha capacidad, aún si su potencia no es requerida, lo cual genera un precio de oportunidad por la reserva, aunado a los ingresos cuando haya necesidad de que genere.

Y pensando en la regulación primaria, al ser obligación de todas las unidades de central eléctrica, en teoría cada uno mitigaría su impacto con esta medida. De esta forma, podríamos asegurar la confiabilidad del sistema con la regulación actual, pero hay una serie de detalles a considerar.

En el caso de la regulación primaria, el problema es que las bases del mercado definen que los servicios conexos se entregarán conforme a lo establecido en el código de red.

6.2       Servicios Conexos requeridos para la Confiabilidad

6.2.1    El CENACE deberá adquirir los siguientes Servicios Conexos requeridos para la Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional en términos del Código de Red y sus disposiciones operativas que emita la CRE. En el Código de Red y sus disposiciones operativas que emite la CRE se determinarán los requisitos para considerar a una Unidad de Central Eléctrica o Recursos de Demanda Controlable como prestadora de estos Servicios Conexos.

 

Al revisar como está considerada la regulación primaria, observamos que es en función de los gobernadores de velocidad de la central eléctrica:

 

6.3.5    Regulación Primaria

Criterio SEA – 23. La Regulación Primaria se basará en la actuación de los gobernadores de velocidad (controladores o reguladores primarios) de las Unidades de Central Eléctrica ante variaciones de frecuencia. Después de la ocurrencia de un desbalance de potencia, la acción conjunta de las Unidades de Central Eléctrica buscará restablecer el balance y estabilizar la frecuencia del sistema en un valor estable.

 

A su vez, al repasar la información de centrales eléctricas que el mismo código de red establece, el gobernador de velocidad sólo se solicita para unidades térmicas e hidroeléctricas. Es entendible que no se solicite para una planta solar fotovoltaica, considerando que no cuentan con una máquina rotativa pero esto hace que, para el proceso de interconexión, no se le pueda solicitar a todos regulación primaria.

Y en caso de que no sean todas las centrales quienes estén entregando regulación primaria, las que sí lo hagan estarán apoyando o “subsidiando” a quienes no, el cual es un escenario que debería ser compensado de forma económica. Sin embargo, al establecer en las bases del Mercado el que será obligatorio y no será liquidado, se genera un desbalance en el mercado.

Este puede ser un hoyo regulatorio importante. En mi opinión, la regulación primaria debería ser obligación para todos los participantes, o en el caso de que sea sólo para algunos, quienes no participen en regulación primaria deberían pagar, aunque en mi entendimiento, al tratarse de micro variaciones de frecuencia, los sistemas de medición necesarios podrían derivar en un mercado complejo. Es posible que la redacción original de las bases del mercado haya tenido esa naturaleza, que en lugar de crear un mercado complejo para liquidar la regulación primaria, esta sea responsabilidad de todas las centrales. De esa forma, cada quien mitiga su impacto a la frecuencia y la regulación secundaria y terciaria puede incentivar la adquisición de potencia para el mismo.

En el corto plazo, esto ya está teniendo un impacto. Recientemente, el Centro Nacional de Control de Energía respondió a una solicitud vía transparencia en la que informa que para el Sistema Eléctrico de Baja California Sur no hay capacidad disponible para integrar más renovables y que las centrales de energía renovable que entren serán aquellas que estén dispuestoas a invertir en regulación primaria, control de rampas y voltaje.

Pensando a mediano plazo, en un sistema con una mayor penetración de renovables, ¿qué problemas podríamos enfrentar al tener cada vez menos una regulación primaria? Los problemas de operación en el sistema pueden ser importantes, por lo que es una realidad que para tener una mayor integración de renovables se tendrá que considerar los controles de regulación primaria.

A esto hay que sumar lo considerado el artículo 14 constitucional y es que la ley no es retroactiva, o sea, si hoy se cambiara la regulación en el código de red para que ahora sí, todas las centrales tengan que entregar regulación primaria, entonces todas las centrales que ya estén operando, ya sea bajo la LIE o la LSPEE, no tendrían por qué ajustar sus centrales para entregar regulación primaria, y entre más centrales haya sin regulación primaria, mayor vulnerabilidad puede tener nuestro sistema en el futuro.

Ciertamente el numeral 6.2.4 deja abierta la posibilidad de que a través de los manuales se estipulen casos de excepción para cobrar servicios conexos a los participantes (en este caso los generadores) cuando sus operaciones ocasionen partes específicas de los requisitos de servicios conexos.

Este será un debate que inevitablemente sucederá conforme crezca la penetración de renovables o surjan problemas en la operación. ¿Estarán las centrales que no entregan regulación primaria dispuestas a invertir en ello? O ¿tendrán que cambiarse las bases del mercado para que la regulación primaria tenga que ser pagada por aquellos que participen en la regulación primaria?

En lo personal considero que, si las energías renovables quieren tener una participación mucho más alta, deben resolver el impacto que tienen en la regulación primaria como parte de volverse sostenibles en miras de operación del sistema en el mediano y largo plazo.

 

Eleazar Castro, Consultor en energía – Matemático aplicado por la Universidad Autónoma de México, enfocado al sector energético desde 2013. Participó como supervisor operativo en la 1ra y 2da subasta de largo plazo en el Centro Nacional de Control de Energía. Hoy en día trabaja como consultor independiente en energía y data science con especial atención en la región de Baja California Sur.

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