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Operación de los Sistemas Eléctricos Post Covid-19

El presente análisis se enfoca en la situación de los Centros de Control, los cuales son responsables de su operación en tiempo real, la estabilidad del suministro eléctrico, entre otros, según su área de responsabilidad.


La pandemia COVID-19 y su consecuente cuarentena iniciada el 16 marzo de 2020, ha traído una serie de consecuencias en las operaciones de los Sistemas Eléctricos Interconectados y también en el SEIN. El presente análisis se enfoca en la situación de los Centros de Control, los cuales son responsables de su operación en tiempo real, la estabilidad del suministro eléctrico, entre otros, según su área de responsabilidad.

Es sabido, en este contexto, de la importancia de los Centros de Control durante los periodos normales de operación y, también, cuando frente a emergencias tienen la esencial tarea de restablecer el servicio eléctrico; recordamos casos emblemáticos de colapsos, apagones, en el mundo.

El COVID-19 introduce mucha incertidumbre, y esta es sin precedentes y altamente desafiante, incluso para la más preparada de las industrias. Sin embargo, nuestra industria eléctrica está a la altura del desafío (y para ello ayuda, por ahora, una baja demanda, un buen margen de reserva, entre otros).

En este caso, la North American Electric Reliability Corporation (NERC)[1] no ha identificado ninguna amenaza específica para la confiabilidad de la operación de sus sistemas, por el momento; algo que sin duda se puede extrapolar para nuestro SEIN.

Pero algo que parece obvio, y también lo refiere la NERC, es que el riesgo principal podría recaer en la pérdida de personal crítico para operar, tema que puede repercutir en el corto plazo, y el retraso de actividades de mantenimiento, tema de cuidado en el largo plazo también.

El shock de la pandemia en el SEIN: Visión Macro

Antes del inicio de la cuarentena y las restricciones dispuestas para salvaguardar la salud de la población, la demanda diaria de energía era alrededor de 153 GWh promedio, luego del 16 marzo la demanda se ha reducido a 104 GWh en promedio, lo que significa una caída del 32%, una caída similar se observa en términos de potencia (MW). Los ratios antes mencionados tienen relación directa con la caída del PBI. En la Figura 1 se aprecia los efectos antes descritos.

La reducción de la demanda implica menores ingresos para las empresas eléctricas, ello implicará que los flujos de caja se vean afectados, lo que en el mediano plazo puede provocar que se reduzcan ciertas actividades operativas como mantenimientos, reemplazos de equipos, reducción o escasez de personal, entre otros.

Asimismo, se esperaba para el año 2020 un Margen de Reserva (MR) de 60%, y las centrales que operan con diésel aportan un adicional de 30%. Sin embargo, con la caída de la demanda el MR de SEIN resulta a la fecha con un valor aproximado de 125%. Considerando que, optimistamente, la recuperación económica se daría en términos de varios meses, la promoción de nueva generación no serían una preocupación inmediata, salvo sea para asegurar el suministro de zonas aisladas.

En los 60 días que se tiene de Estado de Emergencia Nacional, no se han presentado mayores contingencias, salvo la operación en sistema aislado de Puerto Maldonado y Mazuco por la indisponibilidad de la línea L-1014 (San Gabán – Mazuco) de 138 kV, desde el 30 de marzo hasta el 14 de abril. Por otro lado, considerando la situación actual de la Región Loreto, puede conllevar a una similar criticidad al Sistema Aislado de Iquitos (de unos 45 MW), por lo que se requiere de una atención  particular, debido a la alta velocidad de contagios con COVID-19 que se ha venido registrando en su población; esto significa una señal para todas las empresas que operan en dicha región en el sentido de contar con recursos humanos especializados disponibles, para reemplazos temporales de operadores de centros de control y de operación de sus unidades de generación, ello dada la alta probabilidad de indisponibilidades por motivos de salud. Es muy probable que la pandemia exija gastos corrientes adicionales, es preferible mantener cuadros de operadores en condición de volantes, que detener las operaciones, por lo menos, mientras no se mejores las condiciones de sanidad. De manera similar, se debe prestar un monitoreo permanente a todos los centros de operaciones de todas las actividades productivas y de servicios.

Situación y Acciones tomadas en USA y Europa

Es importante observar como se ha venido manejando los efectos de la pandemia COVID-19 a nivel internacional, se pueden lograr grandes lecciones de ello, observando los aspectos conceptuales y de planificación, que no son exclusivos de los países desarrollados.

En USA, el U.S. Department of Energy (DOE) en colaboración[2] con la Federal Energy Regulatory Commission(FERC) y la North American Electric Reliability Corporation (NERC), han venido liderando las acciones con la finalidad de hacer frente a la pandemia COVID-19, desde el 31 de enero 2020[3], para ello vienen contando con el apoyo de otros organismos tales como el Electricity Subsector Coordinating Council (ESCC)[4], el cual sirve como enlace entre el gobierno federal y la industria de la energía eléctrica, con la misión de coordinar los esfuerzos de preparación y respuesta ante desastres o amenazas a la infraestructura crítica a nivel nacional. En relación a la pandemia COVID-19, el ESCC ha identificado las siguientes cinco (5) áreas de enfoque[5]:

  • Continuidad de las operaciones en los Centros de Control.
  • Continuidad de las Operaciones en las instalaciones de Generación.
  • Acceso y Operaciones en áreas restringidas o en cuarentena.
  • Protocolos para Asistencia Mutua.
  • Desafíos en la Cadena de Suministro.

De acuerdo a nuestro contexto de análisis, se profundizarán los aspectos vinculados a las áreas 1) y 3). La identificación especifica de los “Centros de Control”, se entiende mejor al revisar el documento “Coronavirus (COVID 19): Key Messages[6] de la ESCC, que en uno de sus acápites expresa lo siguiente:

“Mantener un grupo limitado de trabajadores altamente calificados disponibles para operar los Centros de Control e instalaciones de Generación es una prioridad. El acceso a las pruebas ayudará a aislar a los operadores saludables para que puedan permanecer disponibles.”

El texto antes citado expresa la preocupación por la disponibilidad de los operadores, quienes representan una muy especializada y reducida fuerza laboral, la cual es difícil de sustituir, en este caso por indisponibilidad que puede generar su estado de salud.

Según sea el tamaño de un sistema eléctrico nacional, pueden existir uno o varios Centros de Control “coordinadores”. En USA se tiene un total de solo diez[7] (10) Independent System Operator (ISO), quienes cuentan con el apoyo de las empresas de transmisión para la coordinación de su área de responsabilidad (constituida por un estado federal o conjunto de ellos). En el caso peruano, se tiene un solo y único organismo encargado de la coordinación de la operación del SEIN, que es el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), equivalente a un ISO estadounidense, con un Centro de Control de respaldo.

En Italia, ENEL Green Power como respuesta a la pandemia COVID-19, se han creado salas de control para operación a distancia[8] con el fin de seguir gestionando sus unidades de producción, dicha estrategia la ha replicado en sus filiales de España y Grecia. En el caso de Perú, donde ENEL también tiene presencia, aun no tiene operación a distancia (está en proceso su adecuación), pero vienen ampliando sus capacidades de monitoreo. Las operaciones remotas para instalaciones desatendidas será una tarea primordial a partir de estos tiempos; es sabido que las empresas de transmisión tienen también grande avances al respecto. Esta nueva filosofía operativa considera aspectos altamente calificados de ciberseguridad, alta confiabilidad de canales de comunicación, entre otros.

El uso de las tecnologías de información y automatización para lograr la operación de las instalaciones a distancia, ha sido parte de la evolución y modernización en los sistemas eléctricos, modernización que hoy sirve también para proteger al recurso humano frente a la pandemia COVID-19.

Las Redes Inteligentes y el Estado del Arte de los sistemas eléctricos

Las Redes Inteligentes (en inglés “Smart Grid”) constituyen el Estado del Arte de los sistemas eléctricos en la actualidad. En el Perú, se han hecho avances, pero sus procedimientos y tecnología, están aún más bien próximos a la realidad de los años 90s; se han enfocado avances discretos en la última Fijación Tarifaria del cálculo del VAD.

Para comprender las Redes Inteligentes (RI), haremos una muy rápida revisión de su estado de desarrollo a la fecha, dada la amplitud de sus características, se tomará solo dos (2) de las más importantes, para luego hacer un paralelo con la situación local, dichas características son:

  • La comunicación es bidireccional. El cliente final recibe electricidad, y al mismo tiempo devuelve información sobre su consumo, permitiéndose además la operación remota.
  • La demanda puede participar del mercado eléctrico, incluso hasta el nivel residencial. Los procesos del sistema eléctrico y su mercado, se encuentran altamente integrados.

En la Figura 2 se aprecia una representación esquemática de una Smart Grid, en la cual se observa el alto grado de integración del mercado y la operación (centros de control); la demanda tiene la capacidad de participar en el mercado eléctrico en modo “cuasi tiempo real”, a través de la Advanced Metering Infrastructure (AMI), permitiendo a la demanda tener capacidades comerciales y atención operativa a distancia.

Figura 2. “NIST’s Smart Grid Conceptual Model”[9]

Implementar una RI implica una modernización del sistema eléctrico en todos sus niveles, una modernización coordinada de manera centralizada, puesto que todas las instalaciones y procedimientos deben poder compartir la información de manera transparente, ello implica la adopción de estándares que deben ser adoptados por todos los agentes del sistema eléctrico. Finalmente, toda estrategia de automatización, depende de la precisión y oportunidad de la información.

En el caso peruano, el mercado no incluye a la demanda de manera activa, y tampoco existe un AMI que permita operaciones en las instalaciones del cliente final de manera remota. Ha habido avances en los últimos años, por ejemplo ya se puede apreciar “Costos Marginales en Tiempo Real (MME)” en la página del COES; sin embargo, los mismos son “resultados preliminares”, según se señala en la misma página, siendo que la determinación final de los cortos marginales, en realidad sigue sujeta a diversos procesos ex-post. Un hecho que grafica la situación del sistema peruano, es que debido al Estado de Emergencia Nacional, se ha cancelado la actividad de lectura de medidores en las casas, en su lugar el DU 035-2020 ha establecido que se utilice el promedio de las lecturas de los últimos seis meses a efectos de poder emitir los recibos[10]; tampoco se pueden hacer cortes o reconexiones del servicio, dado que aún no existe un AMI a nivel nacional.

Necesidades “Post Pandemia” del sistema eléctrico peruano

La pandemia COVID-19 tiene una envergadura mundial y tomará meses el poder superarla; sin embargo, y no es difícil pensar que podrían venir otras similares, por ello es importante considerar el tomar medidas. En tal sentido, y en función a lo analizado, se estima como necesidades de corto y mediano plazo en el contexto de los Centros de Control, las siguientes:

  1. Salud: Hacer un siguiendo detallado del estado de salud y vulnerabilidad de los operadores calificados de los Centros de Control. Por la naturaleza centralizada de los sistemas eléctricos, la fuerza laboral en los centros de control es muy reducida en número, siendo al mismo tiempo una actividad muy especializada, específica, y difícil de reemplazar en el corto plazo. Por la experiencia presente, se considera recomendable considerar el entrenamiento de personal adicional, en calidad de alternos de los operadores titulares.
  2. Continuidad de los procesos: Abordar la modernización y automatización de los procesos del SEIN es una tarea de mediano y largo plazo, que debería ser abordada en el corto plazo. Una medida que se podría adoptar, es la implementación y/o reforzamiento de la redundancia en las instalaciones criticas del sistema eléctrico; los Centros de Control del SEIN deberían contar con instalaciones alternas, dotadas de similares capacidades y facilidad de acceso. Eventualmente, los centros de control alternos sería una forma de lograr la necesidad de mantener la “distancia social”.
  3. Operación a distancia: La experiencia de ENEL de gestión a distancia resulta importante de observar, la posibilidad de que los operadores operen incluso desde sus viviendas, requiere de una preparación y pruebas realizadas oportunamente.

Por otro lado, y no menos importante, es el prever la implementación de la lectura y operación a distancia de los medidores hasta incluso el nivel de usuario residencial, dado que allí inicia la cadena de pagos de la cual depende el sector eléctrico. Una AMI debería formar parte de la implementación de una RI, pero ello significa un reto difícil de calcular por el nivel de adecuaciones que implica a un sistema y su mercado eléctrico, alternativamente un AMI es mucho más factible, para ello es fundamental que desde un inicio se establezca los estándares a adoptar a nivel nacional, a fin de que toda la información se “hable en un mismo idioma”, y se pueda lograr la integración de todos los sistemas de manera progresiva, y así lograr un Sistema Avanzado de Medición Nacional.

  • Normatividad: La implementación de una RI, requiere de un alto grado de planificación y regulación, ello debido a que se constituye en un mega-sistema integrado por distintos agentes independientes, que al mismo tiempo tienen que poder ser capaz de compartir información y ejecutar funciones, como si fuera un solo y único sistema. La normativa en los países que han implementado una RI es muy amplia y frondosa, tanto en lo relativo a tecnología, como procedimientos operativos en todos los niveles de la cadena de suministro. En el caso peruano no existe aún un proyecto de RI, pero existen dos (2) únicas normas técnicas que guardan relación con una futura RI, y que resultan indispensables para lograr una calidad y oportunidad mínima de la información utilizada en la coordinación y procesos operativos en tiempo real, estas son: la Norma Técnica para el Intercambio de Información en Tiempo Real para la Operación del SEIN – RD No.243-2012-EM/DGE (NTIITR) y Norma Estándares Técnicos Mínimos del Equipamiento para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real del SEIN – N° 270-2014-OS-CD; la situación del cumplimiento de ambas normas a la fecha, es buena pero parcial, habiendo sido su plena aplicación sujeta a algunas postergaciones y retrasos. Considerando la necesidad actual y futura, de implementar coordinación y operación a distancia, es recomendable para empezar, el sumar esfuerzos para lograr el pleno cumplimiento de sus disposiciones, y más aún, ampliar sus alcances.

Queda felicitar y agradecer a todos los que vienen laborando en roles de turno en este momento complicado; la tarea se pone difícil cuando en tiempo real tienen que adoptar decisiones. Pero al final, su experiencia redunda en conocer mejor que nadie el pulso de sus sistemas, en este caso eléctricos.

Autor:

  • Roberto Carlos Tamayo Pereyra, 

Ex Director General de Electricidad del MINEM


[1] https://www.linkedin.com/posts/north-american-electric-reliability-corporation_covid19-activity-6659168410347294720-5NIx

[2] https://www.energy.gov/sites/prod/files/2020/03/f72/COVID-19_Release_DOE_FERC_NERC_0320_FINAL.pdf

[3] https://www.energy.gov/ceser/articles/covid-19-energy-sector-response-efforts-and-frequently-asked-questions

[4] https://www.nerc.com/pa/CI/ESISAC/Pages/default.aspx

[5] https://www.electricitysubsector.org/-/media/Files/ESCC/Documents/3_23_ESCC_Covid-19_FINAL.ashx?la=en&hash=9A9D8B3A57523B0598105C2C1AF2DAE7A52AF887

[6] Actualizado el 04-10-2020. https://www.electricitysubsector.org/-/media/Files/ESCC/Documents/FINAL-ESCC_Coronavirus_Key_Messages_March-11-2020.ashx?la=en&hash=B7C06ABCC0A41397ABCFDE4A4EAD890884800AAB

[7] https://www.ferc.gov/market-assessments/mkt-electric/overview.asp

[8] https://www.enelgreenpower.com/es/medios/news/d/2020/04/salas-de-control-covid-19-enel-green-power

[9] Paper: “Towards Designing and Developing Curriculum for the Challenges of the Smart Grid Education”

[10] https://www.luzdelsur.com.pe/estadoemergencia/medidas-para-la-facturacion-y-atencion-del-usuario-du-035-2020/


Sobre el Autor

Roberto Carlos Tamayo Pereyra

Mechanical Electrical Engineer has over twenty-five years in the electric power system field. Graduated from the UNI, with a Master degree in Business Administration. Former Managing Director of Electricity, Advisor to the Vice-Ministerial Office of Energy of the Ministry of Energy and Mines, Director of CARELEC, as well as Director of companies of the Electricity Sector. Delegate in organizations such as OLADE, GTOR of CAN and CANREL groups. He has held leadership positions at COES and Osinergmin for 18 years. He is a professor at universities and a speaker at national and international forums.

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