Reducción: ¿tiene la culpa la generación distribuida?

Recientemente se han publicado artículos en medios de comunicación sobre la participación de MMGD (micro y mini generación distribuida) en los cortes de generación que vienen sufriendo las plantas eólicas y solares centralizadas debido a las restricciones al flujo de su generación conocidas como cutoutment.

De esta manera, la culpa total o parcial de estos recortes la tiene la reducción de la carga aportada por el MMGD.

Para analizar esta cuestión, retrocedamos al pasado y comprendamos por qué llegamos a esta situación y luego busquemos quiénes serían los responsables de la pérdida que alcanzó más de mil millones de reales en el año 2024 para los generadores renovables principalmente en la Región Nordeste.

La reforma de los noventa.

A finales de los años noventa, Brasil pasó por una reestructuración del sector eléctrico, que buscaba fomentar la competencia mediante la adopción de una economía de mercado que ya había sido implementada en varios países.

La idea básica para viabilizar toda la transformación fue separar las actividades de generación y comercialización de las actividades de transporte, que son intrínsecamente monopólicas.

El transporte representado por la transmisión y distribución de la energía comercializada en el mercado pasó a estar totalmente regulado por ANEEL (Agencia Nacional de Energía Eléctrica) y la planificación de este segmento fue definida por el gobierno a través del MME (Ministerio de Minas y Energía) a través de la EPE (Empresa de Investigación Energética).

Aquí tenemos el primer punto importante: a diferencia del modelo estatal anterior donde la expansión de la red se hacía de manera concomitante con la expansión de la generación, en el nuevo modelo la generación pasa a implementarse a través de decisiones tomadas por agentes del mercado, mientras que la transmisión sigue siendo definido por el gobierno y materializándose a través de subastas de transmisión.

En distribución, la responsabilidad de la expansión quedó en manos de los distribuidores. Si bien dependíamos de grandes centrales térmicas e hidráulicas con largos tiempos de implementación, el gobierno logró ampliar la red eléctrica para atender oportunamente las necesidades del segmento de generación. Este entorno cambia completamente con la aparición de las plantas renovables.

Un segundo punto que diferencia a Brasil de otros países que han pasado por la misma reestructuración es que los agentes son responsables de las obras de conexión a las subestaciones más cercanas pertenecientes a la red de transmisión (red básica) o a la red de distribución, lo que llamamos “conexión superficial”.

La identificación e instalación de las obras necesarias para el flujo de nueva energía es responsabilidad del gobierno brasileño, a diferencia de otros países donde la participación de agentes va más allá de la subestación, o sea, llamada “conexión profunda”.

En conexión profunda, existe un proceso de internalización por parte de los agentes generadores de la dinámica de expansión de la red, siendo por tanto corresponsables de la definición y costo asociado de toda la red necesaria para atender el flujo de energía.

Para superar este problema, la señalización de estos costos pasó a realizarse, en Brasil, a través de TUST (Tarifa de Uso de Transmisión) y TUSD (Tarifa de Uso de Distribución) con una señal local insertada.

Sin embargo, esta señal ha sido muy débil, no cumpliendo su objetivo de señalar a los agentes que más utilizan la red los costos involucrados. Recientemente, el ANEEL A través de la Resolución Normativa 041/2022, este problema fue corregido, pero aún no con la intensidad deseada dadas las dimensiones continentales de Brasil.

Un tercer punto es la forma en que se forma el precio de la energía en Brasil. A diferencia de lo que sucede en la mayoría de los países, el precio (PLD) se define mediante un programa de optimización energética computacional que creó un condominio para minimizar el riesgo hidrológico a través del MRE (mecanismo de reasignación de energía).

En este condominio se ofrece una garantía física por parte del gobierno en la que cada agente generador puede negociar su energía limitada a este valor.

Podemos decir que, indirectamente, tenemos un mercado separado del mundo físico, donde se realiza la optimización y despachos de las plantas que determina el ONS (Operador del Sistema Eléctrico Nacional), del mundo contable donde se realizan las negociaciones de compra y venta de energía. .

Para complicar la liberalización del mercado, el gobierno creó el mercado regulado (ACR) en 2004, donde los consumidores con potencia inferior a 3 MW deben participar en una compra conjunta de energía realizada por el gobierno.

En definitiva, hay un distanciamiento de los agentes generadores y especialmente de los agentes consumidores de los efectos de la operación y planificación del sistema que maneja el gobierno.

Los riesgos terminan mal distribuidos, reflejando una serie de distorsiones que terminan provocando pérdidas a los agentes con un creciente proceso de judicialización.

La competencia a través del mercado de oferta y demanda acabó por no materializarse. En otros países, el mercado energético, incluido el minorista, no sufrió el retroceso ocurrido en 2004 en Brasil y ha ido mejorando desde entonces.

ANEEL intenta revertir la decisión sobre el pago restringido

Incentivo para las energías renovables

En este entorno, a finales de la década de 2000 aparecieron incentivos para la generación renovable, empezando por la energía eólica. El problema de estas plantas es que no son despachables y terminan por no encajar en el modelo de condominio utilizado anteriormente.

Si bien fueron marginales y literalmente quitaron cargas a la principal región donde estaban fuertemente establecidos, la Región Nordeste, el sistema convivió pacíficamente con las fuentes hidráulicas y térmicas, aliviando la intermitencia.

Además, incentivos como el pago de la mitad del TUST que continúa hasta el día de hoy, la falta de una señal localizada consistente en transmisión y la reducción de los costos de implementación para esta generación terminaron acelerando dramáticamente la oferta de energía eólica en la región, provocando esta región se convierta en un importante exportador de energía.

A mediados de la década de 2010 aparecieron las plantas solares con el coste más económico de los paneles solares y los inversores. Estas plantas, también intermitentes, tienen una ventaja importante si las comparamos con otras formas de conversión de energía.

Son estáticos y flexibles y pueden tener capacidades que van desde 1 kW hasta 1 GW, lo que acaba dando a los pequeños consumidores la oportunidad de ser propietarios de su propia generación.

Este pequeño consumidor acaba liberándose parcialmente de las limitaciones del mercado regulado que impone altas tarifas de energía.

Esta revolución en la estructura de cómo se venía trabajando el sector eléctrico, es decir, grandes plantas generadoras conectadas a la carga a través de sistemas de transmisión y distribución, termina siendo cuestionada.

En los países donde el mercado energético ya estaba bien estructurado, estos cambios tecnológicos en la generación de energía han sido absorbidos con mayor claridad y mejor señalados a los agentes del sector.

En Brasil, donde la centralización y el alejamiento de los agentes del funcionamiento del sector terminaron trayendo una serie de distorsiones. Para intentar solucionarlo, el gobierno interfiere en las interacciones entre agentes, crea subsidios, actúa como regulador, etc.

Podemos decir que hay un problema estructural en el modelo brasileño que se ha agravado con la entrada de nuevos tipos de energías renovables.

Desafíos para las operaciones y la planificación

En el mundo físico de la operación de la red, el ONS viene priorizando el despacho de plantas eólicas y solares porque estas plantas, a pesar de tener garantía física, no forman parte del condominio hidráulico y térmico al no tener controlabilidad en su despacho.

Esto había funcionado bien mientras la cantidad de esta generación intermitente era pequeña y las restricciones eléctricas para transferir energía del noreste al sureste no eran significativas.

El panorama cambia en función de la velocidad de crecimiento de las plantas renovables y del acontecimiento del 15 de agosto de 2023.

Este crecimiento termina minimizando la capacidad de amortiguar los efectos de la intermitencia de los sistemas hidráulicos y térmicos y el apagón mostró una realidad donde los modelos de simulación por computadora indicaron restricciones de transferencia de energía inferiores a las necesarias.

Según el entonces director general del ONS, esta perturbación acabó siendo un “punto de inflexión” para el funcionamiento de la red, ya que la forma tradicional de funcionamiento ya no se adaptaba a la nueva realidad.

Debido a esta nueva dimensión, el ONS viene recortando la generación (curtailment) por motivos de indisponibilidad de la red, confiabilidad y energía según lo determina el Resolución Normativa 1030/2022 de ANEEL.

En el primero hay una compensación económica para los generadores, pero en los dos últimos, los generadores soportan las pérdidas. En 2024, el recorte de confiabilidad representó alrededor del 65% y el corte de energía representó alrededor del 25%, con pérdidas totales que alcanzaron los mil millones de reales.

Se espera que esta situación continúe a pesar de la entrada de nuevas líneas de 500 kV en las cercanías de SE Açu III, lo que hoy representa un cuello de botella en la región Nordeste, especialmente después del apagón del 15 de agosto.

Para buscar la responsabilidad por reducción actual, podemos analizar los dos tipos de reducción que no son reembolsados ​​por el sistema.

Corte para mayor confiabilidad

La confiabilidad de la red se mide mediante criterios definidos por los procedimientos de red del ONS aprobados por el ANEEL. Muchos de estos criterios provienen de décadas anteriores construidas por empresas del grupo Eletrobrás.

Un criterio básico es que la red debe continuar operando cuando se pierde un elemento como una línea de transmisión, un transformador o una unidad generadora mayor (criterio N-1).

En definitiva, el sistema debe soportar la dinámica de pasar de un punto de operación a otro sin perder sincronización y amortiguando las oscilaciones de frecuencia y tensión.

Esta dinámica se verifica a través de programas que simulan el flujo de potencia y la estabilidad electromecánica (ANAREDE, ANATEM y ORGANOM).

Es importante mencionar que representan la red de transmisión y generadores, pudiendo alcanzar un máximo de redes de 138 kV.

Con el evento del 15 de agosto, el ONS en su RAP (informe de análisis de perturbaciones) concluyó que los modelos reportados por las plantas eólicas y solares no representaban la realidad de respuesta en estos programas y que con ello las restricciones impuestas a los flujos de transferencia de energía principalmente entre el Nordeste, Norte y Sudeste estaban muy relajados.

A modo de ejemplo, el ONS acabó aumentando la exportación total permitida para la región NE (ExpNE) de 13 GW a 8 GW el día después del evento.

La concentración de la generación centralizada en una determinada región sin el correspondiente sistema de drenaje de la energía generada acaba trayendo restricciones. Esta situación se da por el retraso en la ampliación de la transmisión como se mencionó anteriormente.

Además, la falta de controlabilidad de la generación renovable, tanto por la concentración de la generación en determinadas épocas del año y horas del día, como por la respuesta dinámica de la generación ante perturbaciones en la red, acaba incrementando los recortes de generación determinados. por la ONS.

Se puede observar que todo el problema ocurre en la transmisión debido a la concentración de la generación eólica y solar centralizada. No podemos culpar al MMGD, que está ubicado en las redes de media y baja tensión de la distribuidora, por un problema en la dinámica de la red de transmisión.

Al analizar lo ocurrido el 15 de agosto y el motivo del corte, surge que fue necesario un soporte reactivo para evitar la caída abrupta de voltaje. El ONS está planificando la instalación de un compensador síncrono para proporcionar energía reactiva y de cortocircuito para reducir la “reducción”.

MMGD no podría proporcionar potencia reactiva a la red de transmisión ni siquiera con una señal adecuada porque su distancia eléctrica es grande al estar ubicado en redes con voltajes mucho más bajos. Por lo tanto, no son responsables de las condiciones en el sistema de transmisión que llevaron al evento del 15 de agosto.

Otro punto importante es que los riesgos asociados a la transmisión deben asignarse a agentes que en determinados momentos están incrementando el flujo en las redes debido a su bajo factor de capacidad.

Corte de corriente

Otro motivo del recorte es el balance energético que en determinados momentos, cuando hay exceso de generación, es necesario reducir el despacho de las plantas. El ONS venía corrigiendo este desequilibrio mediante el almacenamiento hidráulico, es decir, reduciendo los despachos de las hidroeléctricas para almacenar energía.

Como las centrales hidráulicas participan en el MRE, se entiende que este bloque acabe operando en conjunto para compensar la falta de gestionabilidad de las renovables. Con el aumento de la generación eólica y solar, la capacidad de almacenamiento ha ido disminuyendo, lo que ha resultado en la necesidad de recortar la generación de energía.

A medida que MMGD reduce la carga del sistema, el problema de recortar la generación de nuevas plantas renovables acaba empeorando. Se produce, por tanto, una reducción de carga, ya que el consumidor opta por construir su propia generación, aprovechando la flexibilidad de la generación solar, reduciendo su dependencia de la red y los elevados costes en la factura energética.

El consumidor se desprende, en principio, de su propia carga en el lugar de su generación, como ocurre con la microgeneración, que hoy representa más del 70% de los casos.

Para la minigeneración, gran parte termina reduciendo la carga propia de la región utilizando la red de media tensión (MT), es decir, en este caso hay consumo en la propia región, minimizando el uso de redes por parte de la minicentral.

Como no es factible recortar físicamente la generación de prosumidores en este momento, proponen hacer un recorte contable, es decir, destinar financieramente parte del recorte en MMGD.

Este tipo de solución termina siendo injusta porque el consumidor, al utilizar su propia generación, en realidad se está liberando de la condición de cautiverio en el que se ve obligado a pagar por los desequilibrios estructurales del actual modelo del sector eléctrico brasileño.

Hoy en día, los pequeños consumidores no tienen la posibilidad de actuar en el mercado libre de energía (ACL) y las tarifas de transporte (TUSD) están completamente desactualizadas, lo que no indica los beneficios del MMGD.

Conclusión

Una serie de dificultades vividas en el sector eléctrico brasileño son el resultado de un modelo mal diseñado, donde existe un distanciamiento entre los agentes y la realidad de las operaciones y la planificación.

Esto ha motivado la creación de un conjunto de regulaciones por parte del gobierno que a menudo se distancia de la eficiencia y la asignación justa de los costos de los beneficios de los agentes.

Como consecuencia de la fragilidad de la regulación actual, las tarifas y costes del sector acaban repartiéndose entre los agentes mediante la acción directa de los poderes legislativo, ejecutivo o incluso judicial. Esta “evitación” por parte del regulador no es la forma más correcta de tener un entorno estable y confiable para las inversiones.

En otros países, donde el mercado energético es realmente activo, siempre se busca una solución con la participación de los agentes y no ha sido diferente en la instalación de plantas renovables.

Se dan incentivos a la descarbonización tanto para la eólica como para la solar, pero siempre utilizando mecanismos de financiación, fiscalidad o de pago directo como el IRA en EE.UU.

Quitar libertad a los consumidores penalizándoles por invertir en su autoproducción renovable no parece coherente ni justo ya que no tienen la culpa del desequilibrio actual del sector. MMGD no está exento de pagar TUSD siempre que haya una señalización correcta que indique las ventajas de la ubicación.

Las opiniones e información expresada son responsabilidad exclusiva del autor y no necesariamente representan la posición oficial del autor. Canal solares.