16 de Octubre, 2018
Radio Mercosur
Economía

RECETA FINLANDESA PARA EL PARQUE ELECTRICO DEL FUTURO EN ARGENTINA

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La historia de Wärtsilä en la Argentina puede leerse desde diferentes prismas. La peculiaridad de su origen –su headquarter está emplazado en Helsinki, capital de Finlandia– es un rasgo identitario que se destaca de entrada. Más cuando esa compañía finlandesa, rara avis en el concierto local, se convirtió en uno de los tres mayores tecnólogos de las plantas termoeléctricas instaladas en el país durante los últimos dos años. 
 
Wärtsilä, que a nivel mundial factura más de  u$s 4.000 millones y compite con gigantes como Siemens y GE, suministró equipos –en algunos proyectos estuvo a cargo de la construcción mediante contratos de EPC– por una potencia total de 527 megawatts (Mw) entre 2016 y y 2017. 
 
La trayectoria doméstica de la compañía puede abordarse también desde otra óptica, menos tangible y más conceptual, vinculada a su visión del sector eléctrico. Wärtsilä está presente en la Argentina desde los 90, pero desde fines de la década pasada se preocupó por introducir nuevos conceptos en el sector de generación eléctrica. Esa evangelización puso en valor la importancia de atender la flexibilidad operativa y de combustibles a la hora de definir una nueva instalación termoeléctrica. Esa flexibilidad es, precisamente, una de las ventajas de los motores de generación de gran potencia que diseña la empresa. En una Argentina que en los últimos 20 años se había acostumbrado a elegir equipos únicamente a partir de la eficiencia sobre la base de la oferta de gas (por entonces sobrante en el país), la visión de Wärtsilä tuvo halos de rupturismo. 
 
 
«Acá, como en otros lugares del mundo, cuando se hablaba de energía y tecnologías para los generadores, existía un statu quo, un estándar de facto que consistía en utilizar turbinas», rememora Alberto Fernández, director regional de Wärtsilä para el Cono Sur en diálogo con Revista TRAMA. La compañía nórdica desarrolló motores de combustión capaces de operar con distintos combustibles (gas natural y carburantes líquidos como gasoil, fuel oil y otros) en forma simultánea prácticamente sin perder eficiencia. Esa virtud se adaptó perfectamente a la necesidad argentina de requerir centrales multi-fuel que no dependan únicamente de un gas que durante buena parte del año no alcanza para cubrir la demanda del parque termoelétrico. Esedriver apuntaló su posicionamiento. 
 
«La difusión que hizo Wärtsilä en el mundo y acá especialmente, dado que éramos un país turbinero, en el buen sentido, con relación a que las centrales térmicas eran principalmente de turbinas de gas o de ciclos combinados, probó ser una herramienta muy útil y muy eficiente», explica Fernández, que se recibió de ingeniero en la UNLP. 
 
Wärtsilä imprimió el valor de la flexibilidad en el concepto de Smart Power Generation. Puntualizó que no alcanzaba sólo con la eficiencia de las máquinas y que no necesariamente había que instalar grandes centrales sino también plantas distribuidas y más flexibles. Wärtsilä fue pionera en ese enfoque. «En la Argentina combinamos esa visión con la necesidad de contar con una flexibilidad también de combustibles. Por eso, trabajamos con una trilogía: afordabilidad, que sería la accesibilidad económica a la tecnología, eficiencia y flexibilidad», detalla el director regional de la compañía finlandesa. 
 
Lo que viene por delante –agrega– es todavía más desafiante, de la mano de una tendencia disruptiva: la penetración de las energías renovables, que en algunos casos ya son más económicas que las tecnologías tradicionales. Con la certeza de que a futuro las fuentes verdes (en especial la fotovoltaica y la eólica) cubrirán una porción creciente de la demanda eléctrica, el liderazgo de Wärtsilä se traduce en enteder qué rol seguirán jugando las tecnologías termoeléctricas (Ver recuadro). Fernández asegura que en los próximos años el despacho del sistema, la forma en que se planifica qué lugar ocupa cada tipo de energía (nuclear, hidroeléctrica, ciclos combinados, centrales térmicas de rápido ingreso, entre otros), se verá trastocado por el ingreso de las energías verdes. En esa clave, para poder balancear las intermitencias de producción de las energías renovables, las térmicas deberán incorporar nuevas virtudes para seguir compitiendo, como la capacidad de arrancar y parar varias veces por día para complementar la intermitencia de las renovables (en Estados Unidos existen centrales eléctricas que se activan más de 1.200 veces por año), y la velocidad para ingresar en despacho.  
 
 Habrá que poner el foco en cuán eficiente es cada tecnología para ingresar y salir constantemente de operación…
 
Claro, se da esa particularidad en Estados Unidos, por ejemplo, si bien es cierto que, a diferencia de la Argentina, ellos no cuentan con una alta disponibilidad de represas que permitan dar una respuesta rápida a fluctuaciones del lado de la generación. Cuando digo fluctuaciones me refiero a que la energía solar y la eólica, que llegaron para quedarse, son intermitentes. En Estados Unidos particularmente esa variabilidad de los parques eólicos hace que en determinadas regiones haya que arrancar y parar múltiples veces por día. E incluso solicitar a determinadas centrales equipadas con motores que arranquen y paren sólo algunas de sus unidades mientras otras se mantienen encendidas. Esa operación no es posible con una central de ciclo combinado con turbinas. En el caso de las centrales equipadas con motores flexibles, al poder apagar una parte de la central y arrancar otra, la fracción que genera está a la máxima eficiencia. En cambio, en otras plantas con una o dos turbinas tenés que regular potencia, relegando eficiencia. 
 
Es decir, la tendencia relativa a instalar equipos eficientes que puedan ingresar y salir rápidamente
del sistema se va a acentuar en los próximos años…
 
Sí, porque los efectos de la inserción de renovables van a ser más notorios. En el futuro habrá mucha más generación distribuida, y también distribuida en el sentido final, del lado de la demanda mediante la incorporación de techos solares y micro-eólicas. En cuanto a la oferta, los generadores han transmitido una enorme voluntad de instalar oferta renovable, que acá se vio en las rondas del RenovAr, donde los proyectos ofrecidos superaron en seis veces la cantidad prevista. Ahora lo que se necesita justamente es reforzar las líneas de transmisión porque no hay tanto espacio como para proponer más y más renovables.
 
Wärtsilä hizo escuela en la introducción del concepto de flexibilidad de combustibles. Ahora están planteando cómo mantener eficiencia en un sistema que a futuro estará signado por la intermitencia de las renovables. ¿Han hablado de este tema con funcionarios de gobierno o de Cammesa?
 
Sí, quizás el énfasis en años anteriores estaba dado por la flexibilidad de combustibles. El énfasis ahora se complementa con renovables y esta flexibilidad de múltiples arranques y paradas, etc. Transmitimos el mensaje de que Wärtsilä es un integrador. Las situaciones de soluciones híbridas podrían ser una opción. Me refiero, por ejemplo, a que también estamos en solar y en storage (almacenamiento con baterías). Las soluciones en storage habilitan mayor flexibilidad aún porque son instantáneas, entregan la potencia nominal en menos de 1 segundo, pero aun así, dentro de lo térmico, lo más veloz y más eficiente es la tecnología de motores que maneja la compañía. Otra aplicación clave del storage es la regulación primaria de frecuencia de rápida respuesta, hoy evaluada seriamente por Cammesa. La principal ventaja de dicha tecnología es que, al disponer de plantas de baterías en la red, se reduce aproximadamente un tercio de la cantidad de centrales térmicas que mantienen reserva rotante para regulación primaria de frecuencia, trayendo un ahorro considerable en consumo y emisiones. Las variaciones de frecuencia son causadas por la intermitencia de la energía solar y eólica que deben ser compensadas por las térmicas.
 
 
¿Cómo brindan soluciones en el negocio de storage?
 
En 2017 Wärtsilä adquirió la empresa Greensmith Energy, que es uno de los líderes globales en storage. En Estados Unidos es uno de los tres jugadores que más instalaciones ha tenido y con Wärtsilä hay una sinergia bastante alta por el alcance de mercado que brindamos. Existe un complemento natural  entre los motores y las baterías, y las características específicas que tiene este negocio no están tanto en la batería –que no es exactamente commodity pero va en esa dirección–, sino en la capacidad de integración, que no sólo tiene que ver con la ingeniería sino también con la aplicación de software específicos y de sistemas que prioricen la automatización de la planta, los pronósticos de producción, la toma de decisiones de carga y descarga, y la maximización de la vida útil de las baterías. Greensmith es ampliamente reconocida por su liderazgo en este aspecto.
 
¿Qué sóluciones ofrecen en el área de energía solar?
 
El solar es un mercado complejo porque está muy atomizado. Hay una enorme cantidad de jugadores. En el área de energía térmica, Wärtsilä compite con cuatro o cinco jugadores en motores y turbinas. El negocio solar está disgregado en múltiples fabricantes y los chinos son muy fuertes. Eso hace que las fortalezas de Wärtsilä en este caso pasen por la capacidad de brindar garantía a la construcción, con un track record de más de 40 años realizando EPCs y con la gimnasia global de contar con equipos de projects que son muy flexibles y están disponibles en todas las regiones del planeta. El hecho de que el proyecto solar cuente con un contrato EPC de una compañía como Wärtsilä, para una entidad bancaria se traduce en una reducción de riesgo de construcción, con su correspondiente impacto positivo en las condiciones del crédito.
 
¿Cuáles son los desafíos que se vienen para el sector  de generación en el país? 
 
El gobierno ya anunció que se viene una nueva ronda del programa RenovAr para instalar potencia renovable. En el caso de una nueva licitación térmica, parece que viene más difícil. Bajo un marco normativo que lo habilite vemos que todavía hay necesidades de incorporar nueva potencia térmica, quizás no solamente en el corredor principal Santa Fe-Buenos Aires, sino también en otras provincias. 
 
¿Analizás alguna región en particular?
 
Norte, centro, también alguna posibilidad en el sur. No veo un boom de necesidad, ya sea porque la demanda no creció exponencialmente, o porque es probable que a partir de ahora la decisión del gobierno sea delegarle a los privados la gestión del crecimiento del parque de generación, y eso se irá dando con el tiempo.
 
Siempre estamos mirando la evolución de segmentos estratégicos como el minero, donde somos uno de los líderes en cuanto potencia instalada, y el de Oil & Gas, que también es atractivo en la medida en que siga creciendo. ×
 
 
El despacho del futuro: la trampa de los ciclos combinados 
 
Wärtsilä llevó adelante un estudio de modeling para entender cómo evolucionará el despacho del parque de generación a medida que se vayan incorporando centrales de energías renovables. En esa clave, la Figura 1 demuestra cómo fue atendida la demanda eléctrica argentina en una semana de marzo de 2018, segmentado el despacho de energía por tipo de fuente de generación. El área delgada «SPG» (Smart Power Generation) corresponde a las centrales Wärtsilä introducidas recientemente. La franja ancha gris, como elemento de carga base, corresponde al total de ciclos combinados (CCTG) que operaron esa semana. Apenas comienzan a percibirse las renovables como líneas muy delgadas en la parte superior. 
 
 
La Figura 2 es una simulación en el sistema avanzado Plexos, que se realizó previa interpretación y compilación de información proveniente del sistema Oscar-Margo utilizado en Argentina. La gráfica refleja cómo será el despacho óptimo (el de mínimo costo) en 2025 considerando la introducción prevista tanto de nuevas centrales térmicas como de renovables (principalmente eólicas y solares, en verde y amarillo respectivamente). 
 
La Figura 3 muestra lo mismo para 2030, asumiendo un crecimiento adicional esperable de esas renovables. En ambas, se aprecian en gris más oscuro ciclos combinados futuros por introducir.
 
Una primera conclusión terminante es que parte de las centrales tradicionales de base, en especial los ciclos combinados, serán «recortadas» para dar lugar a las renovables que tienen prioridad de despacho. Es decir, pasan a ser encendidos y apagados múltiples veces al año, operación para la cual no fueron diseñados, ni tampoco previsto que operen en ese régimen cuando se los introdujo (¿o introducirá?) en el sistema argentino.
 
Allí el problema: incorporar nuevos ciclos combinados en el sistema, con una mirada tradicional de maximizar eficiencia, agravaría la situación, ya que su operación futura no sólo será distinta a la actual, sino que además aumentará el riesgo de inutilización futura de dichos ciclos. Esto es análogo a lo que ya ocurrió en Alemania con la central –en su momento– más eficiente del mundo, cerrada a menos de tres años de inaugurada en 2012. De allí que globalmente ya no se habla de procurar eficiencia óptima, sino una óptima combinación eficiencia/flexibilidad.
 
Claro está que esto no ocurre en el presente en la Argentina (Figura 1), y es sólo porque hay comparativamente muy pocos Mwh renovables en operación. Así la operación exhibe todavía ese patrón tradicional, con su ancha franja gris casi rectangular, estable. Pero incrementar tal generación no-flexible equivale a ensanchar dicha franja «rectangularmente» hacia arriba, chocando forzosamente con una realidad que llegó para quedarse: las renovables le invaden naturalmente su lugar porque tienen despacho prioritario y porque son muy económicas. 
 
La Figura 4 exhibe un escenario en 2030 simulando con Plexos la introducción de nuevas SPG en lugar de nuevos CCTG, en magnitud similar. Se aprecia la absorción de variabilidad por parte de las primeras, tendiendo incluso a suavizarle la operación de los segundos. Y lo más importante: la simulación económica en Plexos demostró que este último escenario provee ahorros del orden de cientos de millones de dólares anuales al sistema argentino, comparado con el escenario anterior.
 
 
 
Fuente: EconoJournal - Por Marcela Gonzalez
29-5-2018 - 
 
 

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