El Ministerio de Energía y Minas (MEM), el pasado 21 de diciembre de 2015, modificó la Normativa de Operación del Mercado eléctrico mayorista, para definir las características técnicas que deben cumplir las plantas de generación no despachables (por ejemplo, eólicas, e hidroeléctricas a filo de agua), con el fin de mitigar las perturbaciones al Sistema Interconectado Nacional que se derivan de la variación de su energía primaria (básicamente, las variaciones del viento, para los generadores eólicos).
La norma modificada establece hasta diciembre 2017, para que dichas plantas dispongan de un sistema de Control Automático de Generación (AGC), y se integren a la prestación de este servicio de control secundario de frecuencia-potencia, de acuerdo al nivel de regulación local de frecuencia requerido por el CNDC, para cumplir tanto con los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño Mínimo (CCSDM), establecido en la Normativa de Operación, como con los criterios de regulación de frecuencia establecidos en el Reglamento del Mercado Regional (RMER).
Estos generadores no despachables deberán soportar fallas que provoquen cero voltios en el punto de interconexión, por al menos 0.2 segundos. Entregar o absorber energía reactiva. Reducir su generación mediante acción remota, vía SCADA. Integrarse a la prestación del servicio de AGC. Y si la operación del sistema requiere un recorte de generación, cumplir las órdenes del CNDC, según un plan de recorte de generación rotativo semanal.
Son criterios técnicos operativos propios de la industria eléctrica. En efecto, al implementarse el modelo de mercado en Nicaragua, las normas de operación hacían explícito que no se le otorgaría licencia de generación, ni se les permitiría conectarse al SIN, a las plantas que no cumplieran con los requisitos técnicos establecidos para garantizar el desempeño mínimo del sistema (CCSDM).
La pregunta que entonces surge es:
¿Por qué el MEM propició la instalación de un porcentaje tan alto de generación no despachable y, además, de un porcentaje aún más elevado de generadores que no cumplen con tales criterios técnicos previamente establecidos normativamente?
Ahora el MEM finge modificar la Normativa de Operación, para exigir a parte de estos generadores, a los que se les permitió indebidamente conectarse al SIN, que cumplan con parte de los criterios técnicos que eran ya un prerrequisito normativo para su conexión. A partir de 2007, el MEM, por inoperancia, puso en riesgo la calidad, estabilidad y seguridad de operación del sistema eléctrico, en contra de los análisis de estabilidad dinámica que obligadamente practica el CNDC ante la solicitud de conexión de un nuevo generador.
El Cosep, y la supuesta cámara de generadores adscrita al Cosep, desde el cogobierno corporativo reaccionan con ignorancia, como si las normas técnicas de la industria eléctrica deban consensuarse con ellos. O como si los contratos firmados con las distribuidoras prevalecieran sobre el marco regulatorio. Denuncian, fuera de mira, que tales medidas normativas propician una competencia desleal. Expresan que el MEM viola, así, las reglas del juego, ya que el primer generador eólico que se instala —sostienen— se despacha primero.
La política que debe perseguir todo sistema eléctrico, en el despacho por mérito de los generadores, es la de calidad y mínimo costo de la oferta, no supuestos derechos por antigüedad. Si fuese un despacho por antigüedad, absurdamente se despacharían primero los generadores más obsoletos y tecnológicamente ineficientes, invirtiendo estúpidamente la racionalidad del abastecimiento económico óptimo de la demanda. Por otro lado, miente el Cosep. Ningún contrato de compraventa de energía ha desconocido las normas que regulan la operación técnica de la industria eléctrica, porque sería instantáneamente ilegítimo, por el principio de jerarquía jurídica. Un contrato insensato que se opusiera literalmente al marco regulatorio sería nulo absolutamente, de pleno derecho.
Lo que corresponde, desde una perspectiva seria, es demandar al MEM e INE que identifiquen, mediante modelos de simulación, las diferencias que se obtienen en el desempeño técnico y económico del sistema, con operación manual en tiempo real, y con AGC. Y que demuestren las ventajas que con AGC se obtienen en cuanto a transparencia y objetividad en el despacho económico de los generadores, en la seguridad resultante del control más preciso de la frecuencia, y en el respeto a los intercambios de potencia con el Mercado Regional.
El autor es ingeniero eléctrico