Con la presencia de más de 100 profesionales del sector eléctrico y representantes de organismos estatales y de dependencias públicas se realizó ayer la IV Edición del seminario “La generación térmica que viene”, realizada todos los años por Wärtsilä, una compañía finlandesa fabricantes de soluciones de generación eléctrica con presencia en más de 70 países.

En esta oportunidad, la iniciativa estuvo orientada a indagar sobre la flexibilidad frente a la diversidad del mercado local de combustibles, una característica de la industria de generación que se acentuó en los últimos años a raíz de la escasez de gas natural, que obligó a incorporar crecientes cantidades de derivados líquidos -gasoil y fuel oil- para garantizar el suministro eléctrico.

El acceso a los combustibles, y en especial al gas natural, será una de las claves del segmento de generación en las próximas décadas, según advirtió Ernesto Badaraco, especialista en energía eléctrica de reconocida trayectoria invitado a brindar unas palabras de apertura en el evento realizado en el Palacio Duhau-Park Hyatt. “Durante los próximos 25 años la industria mundial atravesará una etapa de transición. Por eso, es importante planificar el mediano y largo plazo de manera integral, entre todos los actores del sector, para reconstruir la cadena de responsabilidad sobre el abastecimiento eléctrico”, precisó Badaraco.

En ese sentido, Alberto Fernández, director regional de Power Plants para el Cono Sur de Wärtsilä, reparó sobre la necesidad de buscar las mejores tecnologías para enfrentar las distintas instancias del despacho eléctrico. El parque térmico de la Argentina se caracterizó, históricamente, por instalar turbinas de gas o de vapor para generar energía. Son equipos, por lo general, diseñados para funcionar preferentemente al máximo de su capacidad y con gas natural. La declinación de la oferta de gas, en baja desde 2005, modificó ese panorama. Por lo que, a entender el directivo, es necesario repensar algunas cuestiones.

“¿Cuál es el impacto económico de abastecer la demanda intermedia del sistema generando energía con gasoil en una central de ciclo combinado muchas veces a la mitad de su potencia, con la consecuente pérdida de rendimiento?”, se preguntó Fernández. La alimentación de los equipos con carburantes líquidos exige replantear las fórmulas más convenientes para producir electricidad. Los motores de combustión interna tienen, a diferencia de las turbinas, la ventaja de poder quemar una mayor variedad de combustibles -tanto líquidos como gaseosos- arrancando y parando las veces que el sistema lo requiera sin impacto en su consumo y vida útil, en tanto que su ingeniería modular -que permite aumentar la potencia de la central incorporando durante la marcha unidades de alrededor de 20 megawatt (Mw)- evita la pérdida de eficiencia.

“En lugar de operar el equipo por debajo de su capacidad, una central equipada con multi-unidades posibilita detener una serie de motores en el caso de requerir una potencia menor”, explicó Jean Paul Claisse, gerente de Desarrollo de Negocios para el Cono Sur de Wärtsilä. Los motores tienen un tiempo de arranque exiguo -empiezan a generar 30 segundos después del encendido y a los 5 minutos alcanzan su máximo de potencia-, mientras que su costo de mantenimiento está determinado, exclusivamente, por las horas reales de marcha. “No varían en función de los combustibles utilizados ni por el factor de arranques y paradas”, indicó Claisse.

Flexibles y multi-combustibles

El evento -moderado por Muriel Balbi, periodista especializada en temas energéticos- dedicó un capítulo al análisis de las perspectivas a mediano plazo del abastecimiento hidrocarburífero. Sucede que un 88% de la matriz energética argentina depende de combustibles fósiles (un 51% del gas natural). “De ser un país exportador de petróleo y gas, nos convertimos en un importador neto de energía. En 2004 se reanudó la compra de gas desde Bolivia y en 2008 se comenzó a comprar LNG (gas natural licuado)”, repasó Daniel Redondo, consultor internacional en el área petrolera.

Frente a ese escenario, Paul Smith, director de Desarrollo y Servicios Financieros para América de Wärtsilä, sugirió analizar en detalle las condiciones del despacho de combustibles para generación, tanto a corto como a mediano y largo plazo. “No conviene ignorar los riesgos a la hora de instalar una tecnología. Siempre es mejor proyecto cómo responderá en función de las condiciones en las que opere”, advirtió el ejecutivo. “En la actualidad, los motores de Wärtsilä pueden producir electricidad casi con cualquier líquido que posea valor energético”, añadió.

La tecnología Tri-fuel desarrollada por la compañía finlandesa puede generar, con costos de generación relativamente bajos, múltiples combustibles como gasoil, fuel oil, gas natural, fuel oil extra pesado, aceites vegetales, biocombustibles, coal methane, biogás, petróleo crudo y emulsiones fuel-water, entre otros.

“Son equipos que se destacan por su flexibilidad, dado que pueden cambiar combustibles sin merma en la producción de energía ya que no es necesario detenerlos para ajustar o reemplazar componentes, en el momento del cambio mantienen su potencia y sin sufrir desgaste alguno. A nivel mundial, estamos construyendo 125 nuevas centrales equipadas con estos motores”, detalló Smith.

Análisis fino

Los motores de combustión interna son muy utilizados por Wartsila para equilibrar y balancear el sistema eléctrico. Debido a su rápida velocidad de respuesta, logran mantener los niveles de carga cuando se produce una baja de potencia en otras centrales. Son utilizados, por ejemplo, en tándem y como complemento de centrales hidroeléctricas y parques eólicos o solares. En Brasil, por caso, Wärtsilä construyó 27 centrales por un totales de 2.500 MW -de las cuales 1800 MW cuentan con ‘Operación y mantenimiento’ por parte de Wartsila- a fin de balancear un sistema muy dependiente de las centrales hidroeléctricas, que hoy en día aportan, a raíz de la baja de varios ríos, un 75% de la oferta eléctrica (por lo general, suelen cubrir más de un 80% de la demanda).

“El gobierno brasileño aplica una fórmula polinómica que no sólo tiene en cuenta el costo de capital, sino también la eficiencia, el rendimiento en función de cada combustible y la degradación de los equipos”, explicó Gabriel Cavados, gerente de Desarrollo de Negocios de Brasil.

En esa dirección, el análisis del costo de ciclo de vida de una central eléctrica se torna estratégico, para lo cual la empresa finlandesa adquirió un software avanzado de simulación denominado Plexos, que permite, en base al ingreso de datos detallados de operación de las centrales de un país, proyectar y evaluar diferentes variables de las mismas, como la cantidad exacta de energía a generar, la evolución de sus eficiencias, la frecuencia de ciclos, el start up y los costos de mantenimiento, entre otras. Es un sistema utilizado por centros de despacho país, como CAMMESA, pero en el caso de Plexos es más sofisticado y de alta resolución, permitiendo “detectar” variaciones de corto plazo que los softwares anteriores no permitían. Paldanius

demostró cómo una herramienta independiente como Plexos determinaba que un Flexicycle de Wartsila era despachado en ocasiones donde la concepción tradicional hubiera determinado

el despacho de un ciclo de turbinas.

“Es un sistema que permite estudiar en detalle los costos de operación de una planta eléctrica”, sostuvo Risto Paldanius, director global de Desarrollo de Negocios de Wärtsilä, que luego realizó una comparativa entre el rendimiento de una central equipada con motores con relación un ciclo combinado, en base a un costo del gas de US$ 6 por millón de BTU. Si bien, a priori, el costo de capital es favorable al ciclo combinado, el directivo reveló que al ponderar el efecto de la temperatura, la compresión de gas, el tiempo real despachado y la degradación del ciclo de vida de cada central, la central de motores termina siendo más competitiva.

“El costo final del MWh asciende, en el caso del ciclo combinado, a US$ 88,1, mientras que para la usina Flexicycle (planta de motores con una turbina de vapor) es de US$ 82,1”, concluyó el directivo.

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