Durante años, el debate sobre la transición energética giró en torno a un objetivo: instalar más capacidad renovable. Cada vez más sistemas eléctricos —desde economías desarrolladas hasta mercados emergentes—son capaces de cubrir buena parte de su demanda con fuentes eólicas y solares. Pero ese logro trae consigo un desafío distinto: ya no se trata solo de generar, sino de integrar. Y ese desafío, a diferencia del anterior, no se resuelve simplemente sumando megavatios.

Latinoamérica en particular cuenta con abundantes fuentes de recursos renovables, y ha venido en la última década sumando en forma exponencial capacidad renovable (y a través de un mix de fuentes complementarias como lo son la solar y eólica). A su vez, los costos de estas tecnologías se han reducido significativamente desde los primeros parques instalados —sobre todo la solar fotovoltaica— lo que nos hace pensar en poder ofrecer precios competitivos y considerablemente inferiores a los PPA hoy vigentes.

El mercado internacional ya opera con referencias de precios en el entorno de 40 dólares/MWh para generación renovable —tanto solar como eólica—, con costos nivelados de energía (LCOE) incluso más competitivos, que en algunos casos alcanzan el umbral de 30 dólares/MWh.

Y aquí hay un punto interesante: todos estos refieren a costos de generación y a una entrega de energía basada en las respectivas curvas de generación.

Un detalle para nada menor es que la generación solar y eólica, presentan sus propias curvas de generación, que no se alinean necesariamente con las curvas de consumo industrial o doméstico. A su vez, las nuevas demandas intensivas para centros de datos, minerías de datos o producción de derivados de hidrógeno como el amoníaco verde —a modo de ejemplo— se caracterizan por requerir energía en forma plana (constante 24 horas al día), lo cual se aparta notoriamente de las curvas de generación solar o eólica.

En consecuencia, intentar alinear generación y demanda (sin una gestión sistémica) acaba penalizando más adelante los sistemas con un bajo factor de utilización, lo que se traduce en un uso muy ineficiente de capital para sectores particularmente intensivos (como lo son los Centros de Datos o derivados de hidrógeno).

Ese desfasaje temporal entre la demanda y la generación de fuentes renovables (desfasaje que puede ir de horas a meses) implica la necesidad de gestionar estas fuentes, tradicionalmente conocidas como Energías Renovables Variables (ERV) o No Gestionables. Este ha sido uno de los puntos que históricamente ha limitado la incorporación de este tipo de fuentes.

Es por ello también que, a nivel mundial, los porcentajes de penetración de ERV en las matrices eléctricas suelen presentar un techo. Y esto no por falta de capacidad de generación, sino por lo que implica poder integrar las mismas al sistema eléctrico en su conjunto.

Más allá de generar, INTEGRAR: el costo adicional para poder usar la energía

A medida que se aumenta la proporción de ERV no gestionables en una matriz eléctrica, el costo de integrar las mismas al sistema comienza a aumentar en forma más pronunciada. ¿Esto por qué?

La necesidad de acompasar la generación con la demanda, y de gestionar esta generación variable para poder entregar la energía en tiempo y forma, en las condiciones que se precisa, implica necesariamente incurrir en costos asociados a su integración dentro de un sistema interconectado de energía. Se requiere brindar y mantener en el sistema cierta medida de flexibilidad, balance, almacenamiento y back up.

No es que la eficiencia de las renovables se reduzca en la medida que aumenta su penetración en un sistema, sino que lo que se reduce es la eficiencia global del sistema. Dicho de otra forma: las renovables son igual de eficientes, solo que es el sistema el que no puede absorberlas en forma eficiente.

Es importante tener presente que no toda la energía generada llega a un consumo final. En ese caso no puede ser considerada energía útil.

A su vez, las ERV nos enfrentan no solo a desafíos respecto a sus variaciones horarias, sino también a incertidumbres respecto a la disponibilidad de generación día a día, semana a semana y mes a mes, así como también temas de localización: donde existe el recurso y no donde se halla la demanda.

La entrada de energía en el sistema de forma no predecible implica necesariamente un mayor control de la operación de red, lo que se traduce en mayores recursos asociados a ello (redes, mano de obra y tecnología). A su vez, se debe poder asegurar la estabilidad, tensión, frecuencia e inercia que estos sistemas requieren para que la energía pueda llegar en las condiciones adecuadas a sus destinatarios finales (ya sea consumidores domésticos o grandes industrias), lo que vuelve la actividad de despacho más compleja y menos eficiente. Las renovables pueden resolver estos problemas, pero a costas de tener un margen de producción que significa que desperdician recursos.

Tanto las variaciones horarias, como el hecho de tener la generación distribuida geográficamente en varias localizaciones, apunta a la necesidad de infraestructura complementaria de red. Por un lado, la distribución geográfica implica la extensión de redes de transmisión para poder conectar todas las fuentes de generación con los centros de consumo. Por otro, las redes de trasmisión deben tener capacidad suficiente para transportar el máximo de generación posible. La volatilidad de las ERV, que pueden pasar de 0 a 100% en cuestión de horas, impone un desafío de diseño: en la búsqueda de un equilibrio entre inversión y aprovechamiento, las redes suelen quedar sobredimensionadas para los niveles promedio de generación, pero resultan insuficientes para evacuar los picos máximos de energía.

Este último caso deriva en ocasiones en lo que se conoce como curtailment: generación de energía que excede la capacidad de la red para absorberla o almacenarla, lo que lleva a la necesidad de reducir en forma intencional y temporal la producción. Como consecuencia: existe un potencial de energía renovable… que se termina no produciendo.

La variabilidad e incertidumbre que caracteriza a su vez a las ERV —a diferencia de fuentes tradicionales que se puedan despachar (centrales de combustibles fósiles, por ejemplo) y que permiten elegir la cantidad de energía a ser generada hora a hora— implica que los sistemas deban invertir en fuentes de respaldo, como pueden ser las centrales térmicas. Estas

fuentes solo serán usadas pocas horas al año, pero deben estar disponibles para otorgar confiabilidad necesaria al sistema global, y asegurar el suministro de energía demandado. Esto significa un elevado costo por esos MWh adicionales, que a su vez son generados en forma poco eficiente (centrales cuyos arranques y paradas se alejan de sus puntos óptimos de funcionamiento).

Gastos para sistemas complementarios y auxiliares implican, nuevamente, costos no asociados a generación de energía útil.

Otro aspecto importante a tener en cuenta en estos llamados costos de integración —necesarios para el sistema y que son adicionales a los costos de generación renovable— es el almacenamiento.

Dado que las curvas de generación difieren de las curvas de demanda, y que los picos de generación responden a motivos climáticos y no a los comportamientos de la demanda, ocurre que aun cuando se generara en un año (a modo de ejemplo) la misma cantidad de energía que la que se consume en ese mismo lapso, por momentos la demanda no requiere toda la energía generada en el momento en que esta se genera y viceversa: por momentos la demanda requiere mayor energía que la que se genera en ese instante.

Esto implica que sea necesario contar con mecanismos de almacenamiento para poder amortiguar estos desfasajes temporales y aprovechar toda la energía generada. Cuando los desfasajes son cuestión de pocas horas, puede recurrirse a sistemas de baterías… pero cuando los descalces exceden esos lapsos temporales, se requieren otros tipos de almacenamiento como embalses para centrales hidráulicas o hidrógeno. Cualquiera fuese la solución de almacenamiento a implementar, de nuevo, implica incurrir en costos adicionales de forma de poder balancear en el tiempo la energía dentro del sistema.

La curva no lineal de los costos de integración

Diversos estudios muestran que a partir de ciertos porcentajes de ERV los costos de integración comienzan a crecer en forma no lineal.

Penetraciones hasta 20- 30% permiten que la variabilidad de las renovables pueda ser absorbida con costos marginales menores. Sin embargo, superando el 30% de penetración, el crecimiento de estos costos de integración comienza a crecer en forma no lineal, reflejando los mayores requerimientos de flexibilidad, almacenamiento, refuerzos de red y vertido de energía.

Ya por encima de un 40-50% de penetración, la eficiencia marginal cae en forma pronunciada si no se acompaña con flexibilidad adicional, y puede disparar los costos necesarios para incorporar nueva ERV.

Qué tan abrupta sea esa curva y cuán onerosos resulten los costos de integración dependerá de las condiciones propias con las que cuente ya cada país. Sobre todo, en cuanto al aporte de flexibilidad y almacenamiento, así como también de la combinación de fuentes renovables.

Más allá de ello, lo cierto es que indefectiblemente estos costos de integración son una variable necesaria, y en la medida que aumenta el porcentaje de penetración de ERV en la matriz estos se dispararán cada vez más, por cada MWh útil de energía que se desee incorporar al sistema.

En última instancia, la competitividad de cualquier país o proyecto renovable en esta nueva etapa no se definirá únicamente por el costo de generar energía renovable, sino por la capacidad de integrarla al sistema de forma eficiente y rentable. La pregunta relevante ya no es solo cuánta energía renovable se puede instalar, sino cuánta de esa energía puede realmente llegar, en tiempo y forma, a quien la necesita.