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Más allá de centrarse en conocer el origen del problema del apagón del pasado 28 de diciembre y las formas de evitar que esto suceda de nuevo, el director de la Comisión Federal de Electricidad y su equipo han intentado responsabilizar a las centrales renovables privadas del apagón, buscando a su vez bloquear su operación, como una falsa solución que además atenta contra la Constitución y el marco jurídico vigente.

Ahora, ¿es probable que las centrales hayan generado el problema? Para saberlo hay que conocer algunos aspectos de las centrales eléctricas solares y eólicas, que tienen una naturaleza muy distinta al resto de las centrales.

Primero, estas centrales llevan el mismo proceso que cualquier otra para entrar en operación, en términos técnico-administrativos. Requieren un permiso de generación, que otorga la Comisión Reguladora de Energía; una vez que se tiene eso, se deben tener estudios indicativos, de impacto y de instalaciones, del Centro Nacional de Control de Energía. El estudio dirá lo que requiere la central eléctrica para conectarse y donde lo hará. El punto de interconexión puede estar a decenas de kilómetros de la central eléctrica y en muchos casos se requieren refuerzos de red que pagan, construyen y donan a la CFE.

Para interconectarse y operar una de estas centrales debe cumplir con el código de red, que es una serie de especificaciones e instrucciones técnicas. La gran mayoría de las centrales eléctricas de la CFE no cumplen con el código de red, al haber entrado en operación antes de la existencia del código; pero eso significa que la exigencia de las nuevas centrales es mucho mayor, lo que las hace menos propensas a generar problemas.

Ahora, las centrales eólicas y solares, por ley, son lo primero que se recibe en la red eléctrica. ¿Por qué? Básicamente porque al no usar combustibles para generar, su costo de generación se considera cero.

Entonces, toda la energía de eólica y solar se recibe, y el resto de la demanda se cubre con los recursos más económicos disponibles.

Pero, ¿cómo se determina la cantidad de renovable que recibirá la red? Pues cada central de este tipo debe entregar cada 24 horas su predicción de generación, basada entre otras cosas en su informe meteorológico. Pero no sólo es el informe de las siguientes 24 horas, sino también de las siguientes 48 y 72 horas. Así, a las 24 horas se actualiza y se hace más preciso el pronóstico de las siguientes 48 y 24 horas. El pronóstico debe incluir informes de paros parciales o totales por mantenimiento o paros por seguridad, como en caso de algún huracán.

Ilustración: Oldemar González

Es común que estas centrales eléctricas se construyan con capacidad mayor a la contratada. Por ejemplo, si tienen un contrato para entregar 100 MW, se diseñan para que el parque pueda generar 110 MW. Así garantizan cumplir con los compromisos comerciales a pesar de tener alguna unidad en mantenimiento o variaciones como la de irradiación, por ejemplo.

Pero, ¿qué pasa si todos estos sistemas fallan? La tecnología hace esto poco probable, pero si sucede, para eso está el Cenace. El Cenace tiene el poder para ordenar la entrada de generadores que puedan compensar la salida de algún otro.

Otra medida y la más extrema es “desconectar” una parte de la red o “tirar carga” (así se le llama en la jerga eléctrica) lo que tiene como efecto disminuir el tamaño del sistema de forma que causes un apagón parcial pero proteges al resto de la red y lo que se mantiene conectado  es lo que la energía disponible en la red puede satisfacer. O sea: si una planta de 10 MW falla y no pueden resolverlo, el Cenace desconecta una región que consume esos 10 MW, y mantiene el resto conectado y operando. Pero es un caso extremo.

Sobre lo que pasó en el apagón, que dice la CFE que fue un cambio de frecuencia: podemos entender la frecuencia como la “presión” en la red. Todos los generadores tienen que entregar a la misma “presión” para que se mantenga pareja. El cambio de frecuencia, ¿lo pueden causar los generadores renovables? En principio, si, como cualquier otro. Pero para evitar que esto suceda, hay acciones preventivas y correctivas. Las preventivas son que la propia central eléctrica cuente con los equipos adecuados que mantengan la frecuencia de salida de su energía hacia la red. Esto se hace con baterías o con equipos diseñados para eso (inversores con regulación de frecuencia). Hay también otros equipos como condensadores síncronos, bancos de capacitares y hasta la propia demanda controlable (son sus nombres, en textos posteriores se explicarán) que puede usar el sistema para compensar variaciones de frecuencia. Una medida común es que otro generador “compense” la frecuencia para que esta se mantenga a pesar de la variación por la salida de otro generador. La tercera es de plano desconectar a los que generan la variación para evitar daño al sistema y se suple con algún otro generador.

Uno de los problemas de la segunda y tercera opción del párrafo anterior es que muchas plantas termoeléctricas de la CFE ya son muy viejas y cada vez requieren mas mantenimiento y presentan más fallas, por lo tanto no están disponibles para compensar. Pero la ley vigente le permite al Cenace llevar a cabo concursos para la construcción y disponibilidad de plantas que ofrezcan esta regulación. El problema es que este gobierno ha renunciado a esto, para depender de estas plantas viejas, cada vez mas indisponibles, pues no tiene dinero para construir nuevas.

Entonces, vuelvo a plantear la pregunta: ¿Es probable que las centrales hayan generado el problema? No, y en su caso, no es responsabilidad del generador, sino del operador de la red.

Finalmente, toda esta explicación se basa en lo que afirma CFE que pasó. Pero si uno de sus elementos centrales de prueba fue falso ¿qué garantiza que el resto de la información no lo sea?

 

Víctor Florencio Ramírez Cabrera
Vocero de la Plataforma México Clima y Energía.

 

Un comentario en “¿Cómo funciona un parque solar y eólico en la red eléctrica?

  1. Me parece importante resaltar un par de cosas, la primera es que las centrales renovables no tiene inercia o si la tienen (caso de Eólica tipo 1, 2 y 3) es muy pequeña, hay que explicar primero que es eso de la inercia, las centrales convencionales son máquinas que giran (un alternador gigante) y por tanto existe energía cinética almacenada en esa masa en movimiento, cuando ocurre un desbalance de frecuencia lo que esa masa rotativa “ve” es un cambio en su velocidad de giro y este cambio es naturalmente compensado por al energía almacenada en la masa rotante (inercia), es una respuesta natural, esto previene que el sistema cambie bruscamente y facilita las posteriores acciones de control de los gobernadores de velocidad de las turbinas que regulan la velocidad de giro de las máquinas (generadores). Cuando las renovables empiezan a desplazar cada vez mas máquinas convencionales el sistema se va haciendo mas débil, por que pierde esa inercia natural que previene que el sistema fluctué drásticamente y entre mas grandes sean esas fluctuaciones es posible que se activen protecciones y se desconecten tanto generadores como cargas, es a estos cambios violentos de frecuencia y/o voltaje lo que se le llama “oscilación” y es algo que constantemente ocurre en un sistema, y hay muchos sistemas que intentan siempre atenuarlas, la inercia es un parámetros natural que ayuda mucho a este fin. La segunda cuestión es que a pesar de que los renovables no tiene inercia si que cuentan con estrategias y modos de ayudar a atenuar las oscilaciones (regulación de frecuencia), tanto de frecuencia como de tensión, el problema es que esto tiene un costo en energía que deben mantener en reserva y también en la tecnología de los inversores y/o turbinas que se utilizan. En ultima instancia es un reto técnico coordinar la reserva sintética (regulación primaria renovable) que es un monto que estará variando en función de sol y del viento y también adecuar el marco legal para reconocer esta energía como servicio conexo, además de obligar a todos los participantes del MEM en especial a CFE a cumplir con los parámetros del Código de Red, sin mencionar la expansión de la red de transmisión.