Transporte para energías renovables: la mayor parte de Argentina se encuentra al límite de su capacidad
Así lo confirmó un informe de la Cader, en el que analizaron la capacidad de transporte actual y futura de las regiones eléctricas del país para inyectar energía renovable en el SADI. Además, detallaron cuáles son las obras a corto y largo plazo para modificar esos límites. Los detalles, acá.
La Cámara Argentina de Energías Renovables (Cader) junto con la consultora Mercados Energéticos presentaron un informe en el que se identificó la capacidad de transporte actual y futura para la entrada en servicio de nuevos proyectos de generación renovables. El mismo detalló que hay regiones eléctricas, como la Patagonia, que tienen capacidad nula para transportar más energía renovable.
Las conclusiones del informe «Evaluación técnica y económica de ampliaciones prioritarias para aumentar la capacidad de inyección de energías renovables en el SADI» fueron presentadas por el consultor de Mercados Energéticos, Nicolás Pérez, quien detalló la metodología y explicó que el análisis se dividió en tres partes.
La primera es una foto de cómo estará el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) en las regiones eléctricas Cuyo, NOA, Patagonia, Centro, Comahue y GBA, Buenos Aires y área Centro en 2023. Este año se definió teniendo en cuenta los proyectos de renovables que ya están en construcción y estarán listos para esa fecha, por lo que su ingreso al SADI ya está previsto.
La segunda parte del estudio apuntó a las obras: por un lado, enumeraron las ampliaciones de menor escala y más económicas en cada región, sin considerar la entrada en servicio de las grandes obras de transporte en 500 kilovoltios (KV) proyectadas.
Por el otro, se describió todas las ampliaciones de transporte que estaban ya programadas dentro del sistema de 500 KV para reforzar las regiones eléctricas. Finalmente, se realizó un análisis económico de las obras a largo plazo.
El área NEA no fue estudiada debido a la «nula incidencia de generación renovable en el SADI», detallaron en el informe. Por otra parte, «como agregado a las grandes áreas eléctricas típicas definidas por Cammesa, se estudió también el área Buenos Aires – Costa Atlántica dado que la misma presenta una alta participación dentro del porcentaje de generación renovable».
Cuyo y NOA, las regiones con mayor capacidad disponible
En el área NOA, tras el estudio hecho, se puede estimar una posibilidad de ingreso de generación renovable adicional en torno a los 275 MW. Llegando a ese número se alcanza la saturación de los capacitores serie de la Línea Extra de Alta Tensión (LEAT) Recreo – Malvinas.
Sin embargo, en la puna jujeña y salteña ya no podría incluirse nueva energía renovable,(principalmente fotovoltaica) debido a que debe evacuarse principalmente por los transformadores de la Estación Transformadora (ET) Cobos, que se encuentran al límite de su capacidad. Lo mismo sucede en el corredor 132 KV Güemes – San Juancito con la generación térmica y fotovoltaica de la zona.
Las obras en esta zona pueden «aumentar sensiblemente la nueva generación renovable«, explicó Pérez. Estas van desde un reemplazo de transformadores de corriente; la repotenciación de los capacitadores serie de la línea de Recreo – Malvinas; el agregado de un tercer trasformador en la ET Cobos; y la entrada en servicio de los capacitores serien en la línea Cobos – Monte Quemado, que conecta NOA y NEA.
Por otra parte, en la región de Cuyo, el estudio arrojó que es «una de las áreas en las que se puede ingresar mayor producción de generación renovable», afirmó Pérez. Sin embargo, la región también sufre de limitantes: las principales son los corredores de 132 KV, en el propio límite del conductor.
Pero esta situación se presentaría recién con montos importantes de potencia, que pueden variar en torno a los 6.000 o 6.500 MW. Por el momento, si en la ampliación de la ET Rodeo se instala un transformador más, aumentará 515 MW de capacidad. Si se incorporan dos, llegará a los 595 MW.
Las obras previstas para esta región son sólo a largo plazo. Entre ellas, la entrada en servicio de La Rioja Sur – Rodeo y el ingreso de la línea que conecta la ET Río Diamente, la ET Charlone hasta Plomer.
Patagonia: la región con capacidad remanente nula
Pérez aseguró que la Patagonia tiene «capacidad remanente nula ya en la actualidad». Explicó que, si todos los parques eólicos ya instalados en la zona despacharan simultáneamente y se diera un escenarios de mínima demanda local, se generaría limitación y congestión tanto de equipos de 132 como de transformación.
La capacidad para incorporar energía con los equipos actuales es prácticamente inexistente. Si se ingresara generación eólica adicional en nodos particulares, como podría ser en barras del Parque Hércules, donde podrían instalarse hasta 60 MW extras, se vería reducida su producción. Esta es una hipotesis teniendo en cuenta el escenario de simultaneidad.
En cuanto a los limitantes dinámicos, «que son muy importantes en la Patagonia, podemos resaltar dos que son justamente el límite de exportación del SIP (Sistema Interconectado Patagónico) que está limitado por el recierre monofásico de la línea Choele Choel – Puerto Madryn unidad de 500 KV en torno a los 900 megas justamente para esa línea«.
El otro limitante es el recierre monofásico de la línea de transmisión que conecta la zona sur del SIP con la zona norte: la línea Puerto Madryn – Santa Cruz Norte, que «define un límite mucho menor aún (en comparación con la línea Choele Choel – Puerto Madryn) en torno a los 330 megas para que se alcance el límite de estabilidad en esta línea de 500 KV«.
En este caso, y descritos los limitantes en la zona, se mencionaron las siguientes obras proyectadas a largo plazo: el ingreso de la segunda línea Madryn – Choele Choel también compensada serie; la entrada en servicio de la ET 500/132 KV Comodoro Rivadavia, incluyendo todos los refuerzos asociados a la ET kilómetro 9; la compensación serie de las líneas 500 KV Río Santa Cruz – Santa Cruz Norte; y la compensación también en Comodoro Rivadavia – Puerto Madryn.
Área Comahue – Gran Buenos Aires, parte de las regiones limitadas
La región Comahue Gran Buenos Aires es una área transversal que conectaba inicialmente la generación del Comahue con la demanda de la ciudad. Hoy ingresa energía proveniente de Patagonia, de Bahía Blanca, Olavarria y Cuyo, «con lo cual es un área para analizar cuidadosamente y teniendo en cuenta justamente las distintas exportaciones y posibilidades operativas de cada área», señaló Pérez.
Definir el límite de transporte es más complejo, pero lo que se pudo concluir es que «para el corredor de 500 KV debe reducirse la generación hidráulica en el Comahue para poder despachar la totalidad de la generación renovable presente en Comahue, Patagonia y Buenos Aires«, detalla el informe.
En tanto el flujo de potencia por el vínculo Comahue-Cuyo, a mayor ingreso de generación renovable en Cuyo debería reducirse aún más el despacho hidroeléctrico en Comahue para seguir cumpliendo con la carga máxima de los capacitores serie KO2L y K4OL en el corredor Olavarría-Abasto.
«Para la zona de 132 KV del área Comahue existe posibilidad de ingreso de nueva generación eólica por un total (sumados todos los parques adicionales) de 90 MW», señala el informe.
Las obras necesarias de ampliación apuntan a repotenciar los capacitores serie KO2L y K4OL de la linea de alta tensión Olavarría – Abasto. Como obras a largo plazo, aparece la linea Vivoratá – Plomer «que es muy importante porque define una conexión ante la demanda de GBA» y es un camino adicional de potencia viniendo desde el Comahue y la tercera linea Choele Choel – Bahía Blanca, según detalló Pérez.
Buenos Aires, otra área al límite
En la provincia se limitó a estudiar el área de Bahía Blanca y la zona de la Costa Atlántica, cercana a Olavarría. En la primera de ellas, el informe arrojó que la capacidad de transporte remanente es cero «porque si bien hay algo de capacidad en la línea 132 KV, la que se encuentra al límite de su capacidad es la transformación 132/500 KV con los dos transformadores en la ET Bahía Blanca».
Además, hay una limitación de la malla de puesta a tierra de la ET Bahía Blanca, lo que produce su limitación de su potencia de cortocircuito. Por otra parte, en la zona Atlántica hay cuestiones asociadas a la capacidad máxima de barras de la ET Miramar, «lo cual limita la posibilidad de aumento de despacho y generación en la zona«, comentó Pérez.
En la zona de Olavarría, en un escenario donde se produce el despacho maximizado de las Central térmica Barker y de los parques eólicos, como Los Teros, la ET Olavarría está al máximo de su capacidad por lo que no hay disponibilidad en la zona.
Sobre las obras de ampliación de menor escala, en la zona atlántica reemplazando las barras de la ET Miramar «podría agregarse en torno a 100 MW extra en la zona de Necochea y Miramar«, señaló Pérez. En la zona de Bahía Blanca, agregando un tercer transformador de 300 MVA «podría agregarse en torno a 250 megas eólicos extra«.
Área Centro, donde convergen exportaciones
El área centro del país se caracteriza por ser una zona donde confluyen gran parte de los grandes volúmenes de generación fotovoltaica del NOA y Cuyo modelados y se distribuyen hacia el NEA. Por eso, se encuentra muy dependiente de lo que esté sucediendo en las otras áreas. Al tener en cuenta las exportaciones cruzadas, el estudio arroja dos hipótesis para analizar la situación.
Por un lado, se calcula la capacidad de transporte sin flujos renovables maximizados de NOA y Cuyo, de manera que no incluyan la generación renovable adicional en dichas áreas definidas en los títulos anteriores y solo se incluya la que se tomó de la actualidad. En este caso, la generación fotovoltaica extra resultante es de 345 MW.
La otra hipótesis supone simultáneamente que Cuyo y NOA exportan no solo la generación renovable adjudicada de las mismas sino también, de manera simultánea, todos sus parques adicionales en servicio y a máxima potencia. Se incluye alto despacho térmico e hidro en Cuyo y NOA. En este caso, la generación fotovoltaica extra resultante es de 50 MW.
En el estudio por provincias, en San Luis «existe capacidad remanente importante no solo en corredores de 132 KV donde se encuentran conectados los parques solares adjudicados, sino sobre todo transformación 132 KV/500 KV en la ET Lujan 500/132 KV», señala el informe.
En la vereda opuesta, en Córdoba no existe margen de transporte disponible para el ingreso de nueva generación eólica, las líneas de 132 KV circundantes están muy cerca del límite para despacho estándar de CT Maranzana.
En tanto las obras de corto plazo, se presenta el reemplazo de la Bobina de Onda Portadora (BOP) de la línea Arroyo cabral – Rosario Oeste. «De todas maneras, si consideramos tanto la hipótesis uno o la dos se está muy cerca del límite de transmisión de 500 KV en esa área», aseguró Pérez.
Sobre las obras a largo plazo, no se incluyó la línea 500 KV Malvinas – San Francisco – Santo Tome (y la nueva ET 500/132 KV San Francisco) por la incertidumbre que genera su ejecución. Por esto no se tienen obras de ampliación exclusivas de esta área.
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