Pais:   Chile
Región:   Metropolitana de Santiago
Fecha:   2022-11-17
Tipo:   Prensa Escrita
Página(s):   B5
Sección:   Ediciones Especiales - “Sostenibilidad y negocios”, presentado por Acciona
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La producción del parque eólico Punta Palmeras, de ACCIONA, evita la emisión a la atmósfera de 119.000 toneladas de CO2 en centrales térmicas de carbón.

Jaime Toledo, Director de Producción de ACCIONA Energía para Sudamérica.
El Mercurio
Los retos que Chile está enfrentando para avanzar en su transición energética
La falta de líneas de transmisión, el llamado 'desacople' de los costos marginales, que genera grandes perjuicios económicos a las empresas, y un sistema tarifario marginalista y antiguo son piedras en el zapato que deben despejarse para alcanzar una participación de energías renovables del 100% a partir del año 2030.
En Chile, el sector energético es el que más aporta a las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) y otros materiales particulados que impactan en la contaminación ambiental, con el 77% de las emisiones totales. Por lo tanto, si el país quiere alcanzar la carbono neutralidad de aquí al 2050, es fundamental transitar hacia una matriz energética más limpia. Y en eso estamos. Desde 2017, la incorporación de las energías renovables no convencionales (ERNC) en el Sistema Eléctrico Nacional ha sido sostenido.

'Probablemente, Chile se transforme en uno de primeros países del mundo en integrar una enorme cantidad de energía renovable al sistema eléctrico, pues estamos en niveles de penetración renovable promedio de más del 36% del total de generación mensual, y para los próximos años se prevé que sobrepasaremos el 50% o el 60% de renovables de manera permanente', asegura Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera). Un optimismo que comparte Sara Larraín, directora ejecutiva de Chile Sustentable. 'Si seguimos a este ritmo, como se proyecta en la cantidad de proyectos aprobados ambientalmente, las ERNC podrán reemplazar totalmente la generación a carbón entre 2023 y 2030', dice. Pero no hay que dormirse en los laureles.

Solo para sacar el carbón de la matriz eléctrica se requiere instalar en el sistema 22,5 GW de renovables y almacenamiento al 2030. Y para mantener el sistema adaptado al 2040, o sea estable, con estabilidad angular y dotado de inercia sistémica (para que no existan riesgos de blackouts), se requieren otros 26 GW al 2040, según datos de Acera. 'Ahora tenemos 32 GW en el sistema eléctrico', advierte Ana Lía Rojas. De acuerdo a los especialistas, se debe apurar el paso y tomar conciencia de lo urgente del tema, coordinar organismos y afinar el marco regulatorio y tarifario para que las condiciones sean favorables para el desarrollo de esta industria.

LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

En este sentido, un ítem importante a mejorar es la falta de líneas de transmisión y capacidad de almacenamiento, además de congestión en el sistema, lo que ha provocado que muchas empresas de energías renovables estén desperdiciando o 'botando' su energía, lo que en jerga eléctrica se denomina 'vertimiento'.

Según Rojas, en lo que va del año, los problemas de vertimiento de ERNC ya acumulan aproximadamente 900 GWh, 'lo que representa más del cien por ciento de la energía adjudicada a las empresas que transmiten electricidad a los clientes regulados, y que hubiese permitido evitar 700 mil toneladas de emisiones de CO2'. 'El año pasado se vertieron sobre 500 GWh de generación ERNC y en septiembre de este año ya se había vertido energía ERNC equivalente al 5% de la generación del Sistema Eléctrico, lo que es un despilfarro inaceptable', agrega Sara Larraín.

Para el profesor Humberto Verdejo —académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Santiago de Chile (Usach)—, 'en la medida que no exista una carretera eléctrica y sistemas de almacenamiento, este fenómeno seguirá ocurriendo. Por lo tanto, es necesario acelerar la construcción de nuevos proyectos de líneas y almacenamiento', enfatiza. En este sentido, asegura que el proyecto de la línea de transmisión en corriente continua (HVDC) Kimal-Lo Aguirre, que conectará a las regiones de Antofagasta y Metropolitana, y que debería estar listo en 2029, es clave para la transición energética. 'Sin embargo, también es necesario retomar el Estudio de Franjas establecido en la nueva Ley de Transmisión, pero que fue retirado por el gobierno anterior', sostiene Verdejo.

En tanto, Sara Larraín cree que la capacidad de almacenamiento para la generación de energías renovables variables —como la solar y eólica— se remediará con la recientemente aprobada Ley de Almacenamiento y Electromovilidad, que promueve la participación de energías renovables en la matriz eléctrica, permitiendo su acopio y evitando desechar la producción que se genera. 'Si se implementa rápido esta ley y el Gobierno le da un plazo perentorio al Coordinador Eléctrico para flexibilizar la operación del sistema eléctrico, se concretará parte importante de las inversiones en proyectos ERNC, que hoy constituyen casi 40.000 MW, de los cuales más de la mitad ya tiene evaluación ambiental', dice Larraín.

EL LLAMADO 'DESACOPLE'

Claro que la transmisión y el almacenamiento no son los únicos temas a los que ponerle ojo. Otro problema que se está evidenciado en el sistema es lo que se denomina 'desacople de los costos marginales'. Ana Lía Rojas explica que los proyectos tienen que vender su energía en su punto de conexión y al precio del mercado definido en ese nodo, en el punto de inyección. Pero necesitan suministrar energía en el punto de conexión de la empresa distribuidora (punto de retiros), que podría estar en otro lugar. El problema es que ambos puntos tienen precios diferentes.

En general, en el norte del país son precios muy bajos durante las horas de generación fotovoltaica y en la zona central son mucho más elevados. Esto es lo que se conoce como 'desacoples'. Esto significa, por ejemplo, que a una planta renovable en el norte del país la mayor parte del tiempo le pagarán cero por la energía que inyecte, especialmente durante el peak de generación fotovoltaica. Pero retirarla en el sur para abastecer a sus clientes puede costarle US$ 100. Y si el cliente al que le vende la energía le paga US$ 30 por cada MW, queda con un déficit de US$ 70.

'Esto no sucedería si el sistema se comportara como un mercado eléctrico único consolidado y sin cuellos de botella en la transmisión, como lo especifica la Ley de Transmisión promulgada en 2016, que debía garantizar la expansión de la infraestructura de transmisión a tiempo y considerando holguras que promovieran la oferta y facilitaran la competencia', dice la representante de Acera. Y añade que en países como Uruguay el Estado indemniza a los generadores cuando no pueden inyectar por falta de capacidad de la red. 'En Chile no, y esto es un riesgo del generador. Además, no se protege a los proyectos que llegaron primero a un punto de conexión', apunta. A su juicio, si no se adoptan medidas urgentes, muchas compañías de generación renovable pueden sufrir dificultades para cumplir con sus obligaciones con las instituciones que financiaron sus proyectos, 'lo que podría poner en riesgo la materialización de nuestro proceso de descarbonización', sostiene.

Una preocupación que comparte Humberto Verdejo, de la Usach, quien dice que el efecto del desacople de los costos marginales es particularmente negativo para las centrales eólicas y solares, puesto que la energía que producen los generadores con este tipo de tecnologías no es posible almacenarla. 'Resulta urgente avanzar en reducir los tiempos de construcción de líneas de transmisión, incorporar sistemas de automatismos, revisar los criterios actuales de operación del Coordinador Eléctrico y acelerar la incorporación de sistemas de almacenamiento', sostiene el académico.

RETOS DEL SISTEMA TARIFARIO

Es que las ERNC, al ser relativamente nuevas, acarrean una serie de desafíos para un modelo que es antiguo y necesita revisarse. Los especialistas sostienen que, además de los temas técnicos vinculados a la transmisión y almacenamiento, es esencial modernizar el sistema tarifario, que fue pensado para un sistema hidrotérmico hace cuatro décadas y no para una alta penetración de renovables como la actual.

Para Ana Lía Rojas este es un reto que implica aceptar que las condiciones habilitantes para este tipo de energías tienen costos que hoy parecieran difíciles de asumir, pero que no se pueden llevar adelante si no hay un reconocimiento de la necesidad de remuneración que tienen para su desarrollo e implantación.

'El desafío es evaluar, implementar e invertir en este conjunto de ‘habilitantes' para la mayor penetración, eficiencia y electrificación con base en la generación renovable. Sin estas inversiones, el mero hecho de adicionar capacidad renovable y de retirar carbón —o gas y diésel, en el largo plazo— no será suficiente para reducir emisiones del sector eléctrico manteniendo la seguridad de suministro del sistema', concluye la especialista.

Recuadro
EXPERIENCIAS INTERNACIONALES

Hoy en día, la mayoría de las naciones está transitando hacia matrices más limpias. Sin embargo, hay algunos que llevan la delantera y pueden ser un farol para el resto de las economías. 'Por ejemplo, en Europa los países se encuentran interconectados entre sí, por lo que las carreteras eléctricas son más robustas y han avanzado en sistemas de almacenamiento', dice el profesor de la Usach, Humberto Verdejo.

En tanto, Ana Lía Rojas, de Acera, añade que hay experiencias en Estados Unidos, Alemania y Australia que nos pueden servir de orientación. 'Pero no hay una receta única y cada experiencia debe ser adaptada a la realidad nacional y regional, considerando características del territorio, de sus comunidades, de la topografía y, sobre todo, del momento político que vivimos', advierte.

Modelo de tarificación de la generación y el impacto de la alta penetración de renovables

El modelo de mercado de generación eléctrica en Chile fue diseñado hace más de 40 años para tarificar un mercado de generación hidrotérmico, sin generación eólica ni fotovoltaica. Los mercados de generación eléctrica basados en el modelo marginalista —como el mercado chileno— están diseñados para compensar a los generadores de acuerdo con sus costos variables de operación; mientras que la recuperación de las inversiones y de los costos fijos se logra a través de los pagos de potencia de suficiencia, y cuando el precio de la energía es más alto que su costo variable de operación.

Sin embargo, las plantas fotovoltaicas y eólicas reciben exiguos pagos de potencia de suficiencia y prácticamente no tienen costos variables de operación, por lo que, en el modelo marginalista, solo se puede recuperar la inversión y los costos fijos cuando el precio de la energía corresponde a los costos variables de operación de las plantas termoeléctricas, lo que hoy no ocurre durante muchas horas del día. Los mercados marginalistas presentan distorsiones en escenarios de alta penetración de renovables.

De hecho, en este tipo de mercados, a medida que más plantas renovables se conecten a la red, menor será el precio al que se valorizarán las inyecciones de la energía producida por estas plantas a las que, con frecuencia, se les valoriza su energía producida a precio cero. A modo de ejemplo, en lo que va de este año en la zona central de Chile, ya se han registrado más de 900 horas de costo marginal de la energía igual a cero. Esta 'canibalización' de precios convierte a las plantas renovables en víctimas de su propio éxito, lo que atenta contra el desarrollo de nuevos proyectos renovables.

El no poder recuperar las inversiones por los insuficientes pagos de potencia de suficiencia y que los costos marginales a los que se valoriza la energía sean cada vez más bajos hacen que las inversiones en renovables experimenten un alto riesgo de entrar en rentabilidades negativas. Hoy, con un 35% de participación de generación eléctrica renovable no convencional, es urgente modificar el modelo marginalista para transitar rápida y ordenadamente hacia un modelo de tarificación con alta penetración de renovables, y evitar que se desacelere la transición energética y la descarbonización de nuestro sistema eléctrico.