Antes de la desregulación de los sistemas eléctricos, que ocurrió en los años 90 del siglo pasado, el servicio de electricidad era un servicio público en todas sus etapas.
Era necesario dimensionar el parque de generación para que el sistema no colapsara.
Es decir, que se pudiera en toda circunstancia abastecer la demanda del sistema acotando al mínimo, dentro de lo económicamente admisible, el riesgo de falla.
En esa época los sistemas se componían exclusivamente de unidades de generación térmica y centrales hidroeléctricas.
Para dimensionar el parque de generación térmica necesario se realizaban estudios donde se determinaba la demanda prevista para determinado año.
Para ello se consideraba el conjunto de centrales hidroeléctricas operando en un escenario extremadamente seco (eventualmente una probabilidad de excedencia del 95 %) y se admitía una probabilidad de falla relativamente baja, por ejemplo, no más de un déficit energético del 0,1 % de la demanda.
Se puede decir que los planificadores efectuaban un enfoque sistémico sobre la confiabilidad del abastecimiento de la demanda.
Luego de la desregulación, la generación eléctrica dejó de ser un servicio público para pasar a ser un servicio en libre competencia.
Los consumidores y los generadores celebran ahora contratos de compra venta de energía.
Sin embargo, y debido a la característica intrínseca de los sistemas eléctricos, que en todo instante la demanda debe ser igual a la generación, se mantiene el despacho económico centralizado creándose un mercado spot donde los contratantes dirimen las diferencias entre lo contratado y realmente despachado.
Para evitar que el sistema colapse se establece que los contratos entre los generadores y consumidores sean contratos de potencia firme con energía asociada.
Se establece un abordaje unitario de la manera de evitar que el sistema eléctrico entre en falla.
Se exige que una central pueda responder a la convocatoria del despacho centralizado, y esa respuesta se toma como su capacidad de brindar potencia firme.
Se procede entonces a definir la potencia firme en función de la tecnología de generación que se utiliza entre los contratantes.
Para la térmica se definía como potencia firme a la potencia de placa afectada por un porcentaje de disponibilidad que es auditable.
Para las hidroeléctricas (la otra tecnología de generación existente en ese momento) se definía mensualmente la potencia firme como la potencia media de la energía despachada mensualmente en el período firme en el caso de una crónica hidrológica que tiene una probabilidad muy elevada de ser superada (eventualmente el 95%).
El "período firme" está definido como cierta cantidad horas que corresponden a las de mayor demanda.
Es decir, se define como potencia firme de la hidroeléctrica a la energía que esa tecnología puede dar en el período de mayor demanda y en condiciones de sequía extrema.
Si bien este es un enfoque unitario del problema de la confiabilidad del sistema, en algunas reglamentaciones se reconoce la sinergia entre la hidroeléctrica y la térmica, ya que los contratos tienen obligación de respaldar con potencia firme un determinado porcentaje de la potencia media, valor que puede resultar arbitrario.
Para otras tecnologías distintas de la térmica o la hidroeléctrica, como no existían o no eran relevantes en el momento de la redacción de las reglamentaciones, no se definió ningún criterio para determinar su potencia firme, considerando que como no son convocables su potencia firme unitaria es cero. Lea también: "Columna de Opinión : "La otra Generación Distribuida", según Oscar Ferreño" Hoy en día la energía eólica produce en varios mercados un alto porcentaje de la generación de energía que se consume en el mercado eléctrico y la fotovoltaica, si bien es todavía marginal, tiene un gran potencial de crecimiento debido a sus cualidades para integrar la generación distribuida.
La eólica y la fotovoltaica no tienen potencia firme en sí mismas pero sí tienen sinergia con las tecnologías convencionales, y hacen un claro aporte a disminuir las necesidades de potencia firme del sistema.
Por lo tanto, es necesario adaptar los reglamentos para que las señales de inversión sean adecuadas.
Existen varias formas de calcular la potencia firme de estas nuevas tecnologías:
- Considerarlas en forma idéntica a la generación hidroeléctrica.
Es decir, considerar la energía media que se despacha en el período firme en una condición de producción de excedencia elevada.
Una crítica a este método sería que, como la eólica y la solar son autodespachables, estas desplazarán a la hidroeléctrica que sí es despachable y harían disminuir la potencia firme de las hidroeléctricas.
- Cambiar el período firme, considerando esta potencia como las horas de mayor demanda neta de la semana, considerando como demanda neta a la resultante de restar de la demanda real la producción de las tecnologías autodespachables.
Un tercer método sería el conocido como "equivalente térmico.
Este método consiste en determinar cuánta renovable es necesaria instalar en un sistema alimentado solo por térmicas para que este no colapse o tenga la falla acotada a un valor predeterminado.
Luego se debe analizar los aportes que cada tecnología hace en forma individual para disminuir las necesidades de potencia firme del sistema cuando actúan con probabilidad de excedencia elevada.
Finalmente se pueden hacer los aportes en conjunto de todas las tecnologías y repartir la sinergia resultante en función de los aportes individuales.
Este método parece representar mejor que los anteriores a la verdadera necesidad de potencia firme de los sistemas.
Sin embargo, creemos que es mejor volver a un método que presente un enfoque sistémico de la problemática.
Este método podría consistir en reconocer solamente a las térmicas como únicas aportantes de potencia firme y que las necesidades de potencia firme (PFN) sean determinadas por el regulador en base a estudios del sistema eléctrico integrado con todas las tecnologías no firmes operando con probabilidades de excedencia elevada.
El regulador establecería un precio de referencia de la potencia firme (PRPF) (como lo hace hoy).
Los contratos entre consumidores y generadores serían de energía y no de potencia como sucede en la actualidad.
A cada contrato entre generador y consumidor se le obligaría a declarar la Potencia Máxima que debe ser Respaldada (PMR).
La suma de todas las potencias de los contratos sería la Potencia Total a Respaldar (PTR = SUMA PMR).
Cada Consumidor debería pagar al regulador una cantidad igual a PMR*PRPF*PFN/PTR, sumando además las tasas por administración correspondientes.
El monto de esta recaudación seria PRPF*PFN, más las tasas de administración correspondientes.
Los generadores térmicos tendrán en forma individual una Potencia Firme Reconocida (PFR) y en su conjunto una potencia Firme Reconocida Total (PFRT = SUMA PFR) y recibirán una remuneración igual a PFR*PRPF*PFN/PFRT.
El monto a recibir por los generadores térmicos sería PRPF*PFN Si ocurriera que la PFRT fuera menor que PFN, el regulador hará una subasta de potencia firme por la potencia firme faltante y el precio que resulte de esa subasta será el nuevo PRPF.
Entendemos que este método daría las señales adecuadas de inversión y facilitaría los contratos entre agentes del mercado.
Por Energía Estratégica
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