Un nivel significativo de desarrollo es el que está alcanzando la generación de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) en nuestro país. Un escenario que se condice con las proyecciones más optimistas respecto al tema, pero cuyo nivel de avance evidencia aspectos pendientes necesarios de atender.
Hoy, el 12 por ciento de la energía eléctrica que se utiliza en Chile tiene su origen en estas fuentes que se caracterizan por su menor impacto en el medioambiente.
Esta proporción tiende al alza, pero se ve entrampada con la insuficiencia del sistema de transmisión del país, por lo que una vez generada, se pierda al no poder ser utilizada o distribuida.
Solucionar este aspecto es uno de los planteamientos que señaló la diputada que preside la Comisión de Minería y Energía de la Cámara, Yasna Provoste (DC). Sostuvo que la puesta en marcha de las nuevas normas resulta vital para continuar potenciando el uso de estas fuentes.
“Si la gente no tiene dónde transmitir la energía que genera, no es necesariamente un incentivo para tener mayores generaciones. Por lo tanto, creemos que son importantes dos elementos. Uno, llevar la puesta en funcionamiento de una ley que ve todo el proceso de transmisión; y lo que nosotros esperamos también es que durante este año se pueda concretar la conexión del Sistema Interconectado Central (SIC) y el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING)”.
La diputada demócrata cristiana valoró la gestión realizada por el ex ministro Máximo Pacheco, trabajo que se caracterizó por el impulso de fuentes no convencionales de energía.
Se trata de una realidad que tiene contentos a los promotores de estos proyectos. La última licitación eléctrica se caracterizó por una fuerte participación de iniciativas sobre la base de la energía eólica y a menor costo de lo que históricamente era, según indicó Diario U. de Chile.
Escenario que podría ser mejor, según indicó el director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), Carlos Finat, si se tomaran las decisiones adecuadas.
“Ese es el desafío principal de corto plazo de la industria. Hoy día el sistema de transmisión y las capacidades de las centrales convencionales existentes no son adecuadas para efectos de poder inyectar y transportar la energía renovable no convencional que se está inyectando. A esta hora, probablemente el cinco por ciento de la energía que se integra en el Norte Chico se está perdiendo, no se está pudiendo inyectar la sistema, debido a restricciones del sistema de transmisión y algunas restricciones que imponen la falta de flexibilidad que tienen las centrales convencionales”.
El director de Acera celebró en ese sentido que el Centro de Despacho Económico de Carga del SIC (Cdecsic), organismo encargado de organizar los procesos de generación y distribución de energía eléctrica, haya anunciado una auditoría a estas centrales para establecer medidas orientadas a mejorar la integración de estas plantas, con las que trabajan con ERNC.
A juicio del experto en energías renovables y académico de la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas de la Universidad de Chile, Roberto Román, el problema se debe a que estas líneas fueron pensadas en función a proyectos específicos y no a las necesidades del país. Reconoce que se está perdiendo un potencial energético que está en el norte de Chile sólo porque no están las líneas adecuadas para poder redistribuir esta energía al resto del territorio.
“Por ejemplo, en el norte, en la zona de Arica, la capacidad de transmisión es patética. Entonces, basta que se eche a perder el motor que abastece gran parte de la demanda eléctrica de Arica y la ciudad se queda sin energía eléctrica. Porque la capacidad de transmisión más hacia el sur, casi no existe. Entonces si uno quiere construir un sistema energético eléctrico robusto, una buena capacidad de transmisión es esencial para poder transmitir energía de norte a sur, de este a oeste.”
El académico también señaló que es importante considerar ajustes en la ley 20.571, que regula la generación ciudadana de energía eléctrica. Señala que los descuentos a las cuentas no se condicen con las tarifas que cobran las empresas eléctricas, y que la energía que los ciudadanos retribuyen al sistema es vuelta a cobrar al doble de su valor. Corregir este aspecto, indica Román, incentivaría aún más a que las personas opten por el uso de energías no convencionales para sus actividades domésticas.
Pese a los problemas, los expertos han sostenido que es muy probable que la meta de la ley 20/25 se cumpla, dado el ritmo de crecimiento de los proyectos generadores. En 2025 se espera que por lo menos un quinto de la generación eléctrica del país provenga de fuentes renovables no convencionales, lo que incluso auguran, se cumplirá anticipadamente.
Sin embargo, concluyeron en que es perentorio atender la necesidad de reforzamiento de las vías de transmisión para poder aprovechar un potencial que podría seguir desperdiciándose.
El fuerte aumento de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) -sobre todo solares y eólicas- en la matriz tiene en alerta a la industria energética. La gran pregunta es: ¿Quién debe pagar la flexibilidad del sistema?
Las ERNC son intermitentes; es decir, solo inyectan al sistema ciertas horas del día, y si no despachan su energía, la pierden. Por eso las energías convencionales -térmicas, hídricas y diésel- deben reducir su operación en el día e inyectar con mayor impulso en la noche. Sin embargo, no generar 24 horas se traduce en que estas centrales sean menos rentables.
La pugna entre las convencionales y las renovables ha ido escalando. Consultado AES Gener al respecto, el gerente general, Javier Giorgio, advirtió: “Las fuentes de energía que crean intermitencias deberían pagar a las fuentes de energía que aportan estabilidad”.
Explicó que las convencionales son claves en un escenario de alta penetración intermitente y que el CDEC debe definir el nivel de penetración de renovables que puede ser compensado de forma estable y segura por las fuentes convencionales.
Por su parte, desde Colbún explican que la electricidad es un producto que se subdivide en tres componentes: potencia, energía y flexibilidad, y “lo correcto es que cada productor que aportó parte de los tres subproductos reciba su correspondiente remuneración”.
Asimismo, advierten que “si un generador aporta solo una parte de los subproductos, pero recauda la totalidad del precio de la electricidad, este debe reembolsar o devolver lo que recauda, pero que no le pertenece”.
La eléctrica señala que “lo relevante es que se den las señales correctas, para que cada tipo de tecnología reciba lo que le corresponde y no sufra perjuicios por no ser remunerado por lo que aporta y que tampoco algunos recauden lo que no han aportado”.
Por último, indican que cuando se asignen adecuadamente los costos, será el mismo mercado el que pondrá límite a cada fuente de energía.
Consultada Endesa Chile, no quiso referirse al tema.
La flexibilidad como atributo del sistema no está definida en la actual regulación, y tampoco el cómo se debiera remunerar, sostiene Ramón Galaz, de Valgesta. Advierte que es necesario avanzar en esta regulación por el incremento que se ha visto de ERNC variables en el sistema: “existe un costo que debiera ser pagado, y habría que definir por quiénes”, dice.
El consultor asegura que a las convencionales esta situación les impone el riesgo de ser menos despachadas, lo que impacta sus ingresos y su rentabilidad. En general -comenta-, las centrales que pueden operar con mayor flexibilidad son las hidroeléctricas y las de gas natural.
Sebastián Bernstein, de Synex, señala que las termoeléctricas de carbón tienen baja flexibilidad de largo plazo y casi nula de corto plazo. Sin embargo, explica que algunos ciclos combinados a gas pueden adaptarse a flexibilidades de largo plazo, mientras que las hidroeléctricas de embalse pueden ser flexibles en ambas ocasiones.
“Si se proveen ambos tipos de servicios, y lo pagan quienes corresponda, no resulta necesario ponerles límite físico a las ERNC eólicas y solares. La competencia económica determinará el mix óptimo del sistema”, explica.
Rodrigo Jiménez, de Systep, estima que la flexibilidad debiese ser pagada por las fuentes intermitentes.
“El costo de esta flexibilidad estaría dada por la exigencia a cada generador de entregar una cierta capacidad de soportar variaciones en la demanda del sistema, donde aquellos generadores que no sean capaces de entregarla deberán comprarla a otros generadores que sí estén en condiciones de hacerlo. Esto daría origen a un nuevo servicio complementario”.
Añade que mientras el almacenamiento de energía sea limitado, las fuentes más flexibles seguirán teniendo un rol relevante en la seguridad del sistema.
“Lo relevante es que cada tecnología reciba lo que le corresponde y no sufra perjuicios por no ser remunerado por su aporte”.
COLBÚN
“Las fuentes de energía que crean intermitencias deberían pagar a las fuentes de energía que aportan estabilidad”. JAVIER GIORGIO GERENTE GENERAL AES GENER
EL CDECSIC INFORMÓ EL JUEVES QUE AUDITARÁ OCHO TERMOELÉCTRICAS PARA FACILITAR APORTE DE ERNC.
