CAROLINA PIZARRO

Confiado está Juan Carlos Olmedo, presidente del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), sobre la respuesta que tendrá el sistema eléctrico ante la salida de las centrales carboneras de la matriz energética.

El adelanto del calendario planificado para retirar 11 unidades hacia el año 2024 -hoy ya se han cerrado cuatro unidades antes del plazo inicial- ya está abriendo blancos que el CEN quiere cerrar para garantizar la calidad y seguridad del servicio.

Por eso, este año el organismo independiente que está encargado de operar el sistema eléctrico del país, lanzará una licitación para buscar nuevas unidades, en primera instancia renovables, que permitan mantener la potencia de cortocircuito e inercia del sistema, parámetros que descubrieron que irán bajando a medida que se sigan retirando carboneras del parque generador.

Olmedo aclara que esta disminución hoy no se está afectando al sistema eléctrico, por lo tanto, en la actualidad no hay riesgos, pero sí quieren estar preparados para enfrentar escenarios que puedan gatillar una estrechez en la matriz energética.

Para 2021 el CEN solo está estudiando la salida de Ventanas 2, otra carbonera de Gener que aún no está autorizada para dejar el sistema y que se uniría a la desconexión de Ventanas 1, salida que la eléctrica materializó los últimos días de diciembre tras 56 años de funcionamiento. Por eso, Olmedo celebra la entrada de Alto Maipo, hidroeléctrica que ya pidió su conexión al sistema, la que está fechada para julio de este año para Las Lajas y septiembre próximo para Alfalfal 2.

¿Cómo está el sistema con el adelanto del cierre de las carboneras?

-La salida de las centrales carboneras levantó un tema relacionado con que el sistema requiere mantener dos parámetros técnicos con son muy relevantes para su operación confiable y segura que son la inercia y la potencia de cortocircuito.

En términos simples, la inercia es como el turbo del auto que se usa cuando uno de repente necesita acelerar rápido porque surgió un incremento de demanda o alguna perturbación y esa inercia la entrega las máquinas rotatorias, es decir, las carboneras, las centrales a gas y las centrales hidroeléctricas. Y obviamente, a medida que se van retirando las carboneras, los niveles de inercia del sistema van bajando.

Y ocurre algo similar con el sistema que se llama corriente cortocircuito que tiene que ver con el control de los voltajes. Estos dos parámetros son las características técnicas que tiene que tener el sistema para asegurar la operación confiable y segura, es decir, que no tengamos apagones.

¿Hay riesgo hoy?

-No. Lo que ha salido se ha autorizado porque no tiene impacto en el sistema, mantiene los niveles de potencia y cortocircuito e inercia dentro de lo requerido, pero si llegara a haber algo que lo afecta, no deberíamos autorizar la salida (anticipada de la central) y esperar a que se cumplan los plazos legales y justamente por eso estamos lanzando este estudio, para anticiparnos, porque sabemos que el sistema tiene que avanzar a una mayor penetración renovable y ese proceso tiene que ser confiable, seguro y ojalá a costos razonables, por eso hay que estar preparados y anticiparse.

¿Cuál es el cronograma para eso?

-Lo que tenemos que hacer es identificar cuáles son los niveles mínimos que tiene que tener el sistema eléctrico, entonces este año vamos a lanzar un estudio para determinar cuáles deberían ser los niveles de inercia y de potencia de cortocircuito que requiere el sistema en escenario de descarbonización. En función de ellos, esperamos definir nuestros servicios complementarios en ese ámbito, y en función del estudio, en las fechas que se requieran, posteriormente lanzaríamos una licitación para esos servicios complementarios.

¿Cuáles son las fechas?

-Querríamos que esto se adjudicara fines de marzo o mediados de abril. El estudio debería tomar unos cuatro o cinco meses, por lo tanto, debería estar en junio o julio cosa de tomar algunas decisiones dentro del año y efectuar todos los procesos que se requieren para poder avanzar en licitar estas necesidades, porque justamente tiene que ser con tiempo dado los procesos de descarbonización, es decir, si se requiere algún tipo de unidad que provea un servicio específico, hay que licitarlos con tiempo.

¿Los recientes anuncios generan un estrés mayor en el sistema?

-El reglamento establece unos requisitos para aprobar el ERE (Estado de Reserva Estratégica) y en este caso, se cumplen y eran básicamente que no se producía un incremento sustancial del costo marginal y del costo de operación ni un deterioro de la calidad y seguridad del servicio. En el caso de Ventanas 2, aún se están desarrollando los estudios para determinar los impactos, por lo tanto, aún no se aprueba. Hasta ahora no hemos recibido más solicitudes.

¿Ese escenario crítico lo generaría un año más de sequía?

-La sequía la hemos manejado. Podría gatillar incrementos sustanciales del costo marginal y de operación y eso, hasta ahora, no se ha dado. Estamos con costos de operación bastante controlados, asociados al costo de generación a carbón.

¿Qué salida subiría el costo marginal a ese nivel?

-En el estudio que se hizo para la comisión de Minería y Energía, había escenarios de altos precios, porque se solicitaron algunos escenarios donde había restricciones en el suministro de gas. Si se restringe el suministro de gas, los precios van a subir, sobre todo si esas restricciones son altas. No tengo elementos para decir qué tan probable que es que eso se gatille.

¿La entrada de Alto Maipo podría revertir ese riesgo?

-Ellos (Gener) han informado que la fecha de interconexión de la central Las Lajas será en julio de este año y Alfalfal 2 en septiembre de este año. Estamos hablando de 1.200 Gwh en Las Lajas y 1.070 para Alfalfal 2. Ventanas 1 tenía una generación máxima del orden de 800 GWh, por lo tanto, compensa, pero esas unidades son estacionales, generan poco en invierno y mucho en verano, peso a eso, sin duda, la entrada de Alto Maipo es un aporte a los objetivos de reducción de emisiones e incremento de la energía renovable del país.