Ceñir la red: cómo los servicios públicos reducen los costos y aumentan la eficiencia con el gas

La razón principal de los precios favorables del gas es que la producción de gas de esquisto mediante la fracturación hidráulica (fracking) ha aumentado la oferta en gran medida. Los precios promedio de gas natural al por mayor en América del Norte, por ejemplo, cayeron un 31 % en 2012, y los precios recientes, en general, oscilaron entre $3 y $5/MMBtu, niveles que no se veían desde principios de la década de 1990. Mientras tanto, los precios de la electricidad de los servicios públicos han aumentado de manera constante, y se prevé que sigan aumentando debido a los retiros de las centrales eléctricas de carbón, los costos de mejora de la transmisión y distribución, y otros factores.

Tecnología atractiva

Como recursos de energía distribuida, los motores generadores son intrínsecamente más eficientes que las centrales eléctricas centralizadas. Por ejemplo, una central eléctrica alimentada con carbón suele tener una eficiencia del 30 al 35 %, y las pérdidas en la línea en la transmisión y distribución a larga distancia pueden significar eficiencias netas en el punto de utilización tan bajas como del 23 al 27 %.

1 U.S. Energy Information Administration

2 Today in Energy, resumen de 2012: Los precios mayoristas promedio del gas natural cayeron un 31 % en 2012, U.S. Energy Information Administration.

En comparación, una instalación de turbina o motor de gas brindará una eficiencia eléctrica del 35 al 46 % (según la fuente de combustible y el valor térmico bajo del combustible), y las pérdidas en la línea son mínimas si la energía se usa cerca. Los avances en la tecnología de control y combustión del motor continúan produciendo ganancias de eficiencia incrementales. Otras virtudes de los generadores de motor a gas incluyen las siguientes:

• Fiabilidad comprobada: hasta un 98 % de tiempo de actividad con el mantenimiento adecuado.
• Bajo costo de instalación por kW y bajo costo de operación por kWh.
• Flexibilidad para agregar capacidad en incrementos asequibles con el fin de acomodar el crecimiento (las instalaciones de varias unidades que suman entre 40 MW y 100 MW son totalmente factibles).
• Instalación y puesta en marcha rápidas: tan solo unos meses para instalaciones permanentes y, literalmente, de la noche a la mañana con paquetes móviles para necesidades a corto plazo, como en el caso de emergencias o durante cortes de la planta central para repararla o actualizarla.
• Arranque rápido: cuando se envían, no es raro que las unidades alimentadas con gas se pongan en marcha en tan solo 15 a 30 segundos.
• Capacidad de seguimiento de cargas: es beneficiosa, sobre todo, en el servicio de demanda.
• Capacidad de recuperación térmica, lo que aumenta la eficiencia total de los recursos hasta un 90 %, o incluso más, como se demuestra en la Figura 2.
• Fácil acceso al servicio: hay técnicos capacitados en todo el mundo.

Las unidades distribuidas tienen claras ventajas más allá de las puramente económicas. Si se colocan correctamente, pueden ayudar a reforzar la fiabilidad en sectores clave del sistema de distribución y a mantener un voltaje uniforme, algo esencial para los clientes que operan con equipos electrónicos delicados y realizan procesos de fabricación de precisión. Debido a que generan energía a un costo predecible, brindan una cobertura eficaz contra los precios volátiles del mercado eléctrico al contado.

Cuando se ubican en las instalaciones del cliente, las unidades distribuidas también brindan a los usuarios finales una fuente de potencia de respaldo como otra medida de fiabilidad. Eso significa una medida de seguro contra el tiempo de inactividad del proceso, la pérdida de producción y sus costos asociados. Este tipo de ventajas añaden un valor significativo y pueden permitir a las empresas de servicios públicos diferenciar sus servicios en lo que, de otro modo, sería un mercado de productos básicos estrictamente basado en el precio.

Desde una posición competitiva reforzada, las empresas de servicios públicos pueden retener de manera más efectiva a los principales clientes, atraer nuevos negocios y expandir sus territorios.

Aplicaciones en evolución

Las aplicaciones para unidades distribuidas han evolucionado en gran medida en los últimos 10 a 15 años. Históricamente, los generadores alimentados con diésel se utilizaban para la energía distribuida, funcionando entre 100 y 500 horas al año para ayudar a soportar los picos diarios y estacionales más altos. Más recientemente, a medida que la normativa sobre la calidad del aire se ha hecho más estricta y los precios del diésel han subido, las unidades de gas se han convertido en la fuente de generación preferida. Sus reducidos costos de posesión y operación pueden permitirles operar de forma económica durante unos cientos de horas al año o como unidades de carga base continua según dicte el precio del mercado eléctrico.

En el caso de las unidades alojadas en las instalaciones del cliente, estas horas ampliadas ayudan a justificar la inversión en equipo para recuperar el calor del escape del motor y del refrigerante. Este calor puede servir para una gran cantidad de propósitos: espacio de construcción y calentamiento de agua, aire acondicionado (por medio de enfriadores de absorción), deshumidificación por desecante y calor o enfriamiento (o ambos) para una gran cantidad de procesos industriales. A su vez, la recuperación térmica mejora la economía, de modo que resulta rentable hacer funcionar los sistemas hasta 4.000 horas anuales, esencialmente la mitad del año, o incluso más. La Figura 3 es una representación de esta mayor disponibilidad de generación de energía gracias a la mejora de la economía.

Evaluación de cargas y costos

Para definir la función óptima de la generación distribuida y obtener el máximo valor de ella, es esencial comprender la dinámica de los mercados eléctricos regionales y los perfiles de carga actuales y proyectados de la empresa de servicios públicos. Los gráficos de carga en 3D pueden ayudar a los gerentes a comprender fácilmente los patrones de carga por hora, por día y por temporada. En el gráfico de carga anual de ejemplo de la Figura 4, el eje X representa el día del año, el eje Y representa la hora del día y el eje Z representa la demanda del sistema en megavatios.

En este gráfico, se puede verlo que ocurre en el sistema hora a hora, cada día del mes y cada mes del año. Los patrones de carga, sobre todo los períodos de carga máxima, se vuelven claros:

• Las áreas sombreadas en azul representan períodos de bajo uso, sobre todo períodos de carga base cuando el costo de la energía es bajo.
• Las áreas sombreadas en rojo representan períodos de carga intermedios. Estas cargas son más grandes, por lo general de 100 a 500 MW, y normalmente las satisfacen grandes turbinas de combustión que funcionan durante períodos relativamente largos a un costo de operación algo más alto pero aún predecible.
• Las áreas sombreadas en blanco representan los momentos de demanda máxima. En general, cuanto mayor sea el pico, mayor será el costo de energía por kWh. Estos son los períodos en los que es más probable que entren en juego las fuentes de generación distribuida, como los motores de movimiento alterno.

Para una determinada empresa de servicios públicos, la sincronización y la altura de los picos dependen de una variedad de factores que incluyen el clima local y los patrones de población (por ejemplo, residencia estacional frente a residencia durante todo el año). Cada empresa de servicios públicos y, a menudo, incluso las regiones dentro de un área de servicio de servicios públicos, deben determinar los recursos de carga necesarios para administrar las demandas.

Planificar de manera efectiva significa comprender no solo las demandas actuales, sino también las demandas proyectadas para dentro de varios años. En la Figura 5, se presenta un gráfico de carga de una empresa de servicios públicos que abarca cinco años, desde 2006 hasta 2011. Al comparar la Hora 5 (durante un período de baja demanda) con la Hora 19 (durante un período pico), se muestra una diferencia de 1,5 MW en 2006, pero esa diferencia aumenta a 3,5 MW en 2011. Esto indica una carga máxima que crece más rápido que la carga base, un problema que se debe abordar en la planificación de recursos.

Datos para el gráfico proporcionados por Black Diamond Solutions Inc.

Ya sea para fines inmediatos o futuros, una pregunta clave es si hay que satisfacer la demanda generando energía o comprándola en el mercado. La respuesta depende de un análisis cuidadoso de los costos de cada opción.

En cuanto a la energía comprada, el parámetro clave es el precio total de entrega de la energía. A modo de ejemplo, supongamos una compra en bloque de 5 MW de capacidad, que abarque los 365 días del año durante las 24 horas del día. Si suponemos que el precio de energía es de $55/MWh y el cargo de transmisión es de $6/MWh, el costo total es de $61/MWh. Pero si una parte de esa energía acaba por no utilizarse, el costo unitario aumenta. Por ejemplo, si solo se vende la mitad a los clientes, el costo se duplica a $122/MWh. Por supuesto, parte de la energía se puede volver a vender en el mercado, pero quizás no al precio de compra original. Si asumimos que se vende a $35/MWh, el costo neto de la energía comprada ahora es de $87/MWh. Por supuesto, la energía para demandas de corto plazo se puede comprar en mercados al contado, pero, en general, a precios mucho más altos.

Por el lado de la generación, es necesario calcular el costo total del ciclo de vida por kW de la energía que se va a producir. Esto incluye el costo de instalación de la unidad y las instalaciones para albergarla, más los costos de combustible, operaciones, mantenimiento, revisiones periódicas y reparaciones en todo el sistema. A modo de comparación, el costo de la energía de un grupo electrógeno de gas de 2 MW para un servicio de carga intermedia y máxima oscilará entre $55 y $65/MWh, si se supone un precio de combustible de $5/MMBtu.

Por supuesto, el costo de la energía comprada aumenta con la altura del gráfico de la carga máxima, mientras que el costo de generación permanece fijo. Por lo tanto, a medida que asciende la curva de carga, aumenta la ventaja de costos de la generación alimentada con gas. Ese valor aumenta aún más si las restricciones de transmisión limitan la capacidad para importar energía comprada de la red.

Implementación de recursos

En términos sencillos, un plan para implementar recursos significa analizar una proyección de demanda de cinco años, comparar los recursos disponibles para satisfacer la necesidad y decidir cuál es la mejor manera de acomodar el crecimiento de la demanda, probablemente con alguna combinación de compras de energía y generación de energía. Las preguntas clave que deben responderse incluyen las siguientes:

• ¿Qué acuerdos de compra de energía existen y cuánto duran? A su vencimiento, ¿habría otro contrato similar disponible a un precio adecuado?
• ¿Cuál es el costo de transmisión de la energía desde el punto de generación hasta el punto de utilización?
• ¿Qué recursos de generación existen? ¿Cuáles son sus capacidades individuales y combinadas?

En este análisis, es fundamental revisar la proyección del perfil de carga y comprender las demandas diarias y estacionales. En el gráfico de carga de la Figura 6, por ejemplo, los puntos rojos indican períodos en los que el crecimiento de la demanda máxima es mayor. Un área de gran crecimiento es la de las primeras horas de la mañana, en la que probablemente se puede comprar energía de carga base a un precio atractivo. Más preocupante es la demanda de rápido crecimiento entre las horas 15 y 20 durante junio, julio y agosto. Allí, la demanda crece en las horas de más demanda de la red, cuando la energía es más cara. Este es el tipo de demanda que puede prestarse bien a la generación in situ a un costo predecible con un recurso como los motores alternativos de movimiento alterno alimentados con gas.

La planificación de recursos incluye asignar a cada fuente de generación un precio de ejercicio: el costo por MWh para poner el recurso en marcha. En general, un recurso de demanda se despacharía en cualquier momento en que el costo de la energía comprada supere el precio de ejercicio. A su vez, la unidad se cerraría cuando el costo de la energía comprada caiga por debajo del precio de ejercicio. En el caso de los grupos electrógenos de motor de gas, los distribuidores de equipos pueden proporcionar una estimación fiable del precio de ejercicio en función de la unidad específica, el precio local del combustible, la altitud, las condiciones ambientales y otros factores.

El siguiente paso es apilar los recursos del precio más bajo al más alto: los recursos de carga base de menor costo en la parte inferior y las unidades de demanda de costo más alto en la parte superior. Tener varias unidades disponibles a diferentes precios de ejercicio hace posible entregar energía de la manera más rentable de conformidad con el perfil de carga real para cualquier hora o día determinado. La idea es encontrar la combinación de energía comprada y los recursos de autogeneración que brinde a los clientes la mayor seguridad energética al costo óptimo.

Satisfacer necesidades a corto plazo

La tecnología de generadores de motores de gas también puede desempeñar un papel en la planificación de contingencias o emergencias de los servicios públicos: las unidades de energía a gas contratadas o alquiladas están cada vez más disponibles. Este concepto permite a las empresas de servicios públicos desplegar energía fiable allí donde se necesite, ya sea para reforzar una zona débil de la red, proporcionar capacidad de pico estacional o responder a una emergencia o catástrofe natural, todo ello sin los costos de propiedad a largo plazo y sin llevar los activos en el balance. Las unidades móviles de alquiler con capacidades de 2 MW o más se pueden implementar en las instalaciones del cliente o del propietario de la empresa de servicios públicos para facilitar la obtención de permisos. La instalación es extremadamente rápida: se pueden entregar y conectar varias unidades con una capacidad combinada de 50 MW o más en siete días, en comparación con los siete meses de una central eléctrica de turbina de gas permanente.

Las unidades vienen como paquetes completos que incluyen tecnologías de controles en paralelo a la red, relés de protección, disyuntores, sistemas de enfriamiento, gabinetes con atenuación de sonido, silenciadores de escape y dispositivos de control de emisiones según sea necesario.

Existe una variedad de modelos financieros, que incluyen precios mensuales completos o de plazo completo de alquiler que incorporan mantenimiento, soporte técnico y reparaciones programados y no programados. Se pueden incluir equipos y servicios auxiliares. Las unidades de alquiler pueden reservarse a través de los distribuidores de equipos según un modelo de planificación de contingencias en el que la empresa de servicios públicos recibe el derecho de prioridad para acceder a los equipos en caso de catástrofes.

Tecnología fiable y económica

El avance de la tecnología hace que los conjuntos de motores generadores de movimiento alterno sean aún más interesantes como recursos distribuidos. Las últimas unidades desarrollan una gran potencia en espacios hasta un 50 % más pequeños que en el pasado, por lo que caben fácilmente en pequeñas salas de máquinas o en centrales eléctricas en contenedores.

Utilizan una variedad de tecnologías de control y monitoreo basadas en microprocesadores digitales que incluyen lo siguiente:

• Control de relación aire a combustible basado en la densidad del aire de carga, lo que mantiene las emisiones de NOx dentro de la tolerancia más estricta disponible en todas las condiciones ambientales y de carga.
• Control de relación aire a combustible basado en sistemas de gestión electrónica total (TEM, Total Electronic Management) que optimizan el rendimiento del grupo electrógeno, lo que mide la temperatura de cada cilindro y ajusta la combustión para minimizar el consumo de combustible, limitar las emisiones y evitar la detonación. Los sistemas pueden controlar funciones más allá del propio motor, como los motores de los radiadores, los interruptores y sistemas eléctricos, o los equipos de cogeneración.
• Detección de detonación por cilindro individual con control automatizado para retrasar la sincronización como motor completo o por cilindro si se produce detonación.
• Sistema de combustible de baja presión (0,5 lb/pulg² a 5 lb/pulg² [0,35 kPa a 35 kPa]) que elimina la necesidad de arrastre de compresión de combustible.

En años más recientes, ha surgido un enfoque alternativo para la selección de motores: en lugar de que los usuarios compren unidades listas para usar, un fabricante personaliza el equipo para que se ajuste a la aplicación específica. En este modelo, el usuario proporciona una muestra del combustible, describe las condiciones ambientales y la altitud del emplazamiento, y especifica la aplicación y los objetivos operativos clave (ahorro de combustible máximo, emisiones más bajas, capacidad de carga en bloques y otros). Luego, el fabricante diseña un sistema de motor generador de gas para cumplir con esos criterios.

Las unidades personalizadas vienen con más avances en tecnología de motores que amplían los límites del control del motor y alcanzan nuevos niveles de eficiencia: hasta un 46 % de eficiencia eléctrica solo en grupos electrógenos y hasta un 90 % de eficiencia total de la planta en servicios combinados de calor y potencia. Estos incluyen los siguientes:

Ciclo Miller  Este ajuste en el ciclo de combustión por sí solo aumenta la eficiencia del combustible en aproximadamente un punto porcentual.

Avances de encendido  Las bujías de precámara con forma optimizada, junto con el encendido de alta energía, permiten que los motores funcionen con una mezcla de combustible extremadamente pobre sin fallas de encendido, lo que mantiene una salida de alta potencia y bajas emisiones durante una vida útil prolongada.

Intervalos de mantenimiento extendidos Los intervalos para el reemplazo de bujías y cambios de aceite pueden alcanzar las 4.000 horas, unos seis meses de operación continua o más del doble del intervalo esperado con la tecnología tradicional. Los intervalos de reparo de la culata de cilindro alcanzan las 32.000 horas; los intervalos de reparo general, entre 64.000 y 80.000 horas, lo que es normal. Los costos se reducen aún más al disminuir el consumo de aceite hasta la mitad, lo que supone un ahorro de 500 galones (1.892 litros), que se traduce en $10.000 dólares en un motor generador de 20 cilindros de 2 MW.

CONCLUSIÓN

Las operaciones de servicios públicos actuales pueden beneficiarse en gran medida de la flexibilidad para implementar recursos de generación distribuidos. Los grupos electrógenos alimentados con gas natural pueden cumplir esa función muy bien. Cuando se implementan de manera estratégica, brindan beneficios económicos y de fiabilidad tanto a la empresa de servicios públicos como a los clientes, al tiempo que permiten a las empresas de servicios públicos diferenciar sus servicios y obtener una posición más sólida en los mercados competitivos.

Acerca del autor

Michael A. Devine es gerente de Comercialización/Productos de Gas en Gas Electric Power Group de Caterpillar Inc., con sede en Lafayette, Indiana. Se lo puede contactar en Devine_Michael_A@cat.com.