La generación eléctrica está en la mira del gobierno. A través de un seminario, el Ministerio de Energía inició esta semana una etapa de diagnóstico para ejecutar cambios en dicho segmento.
En la ocasión, la ministra de Energía, Ximena Rincón, ilustró lo que ocurre en la generación eléctrica: hay un elefante en una habitación a oscuras, pero nadie lo detecta en su totalidad, sino partes de él. “Ninguno miente, pero ninguno está viendo el elefante. Eso nos pasa hoy en materia de generación”, afirmó.
La autoridad destacó las ventajas naturales que tiene el país en materia de generación eléctrica: un poderoso sol en el norte para los paneles fotovoltaicos y fuertes vientos en el sur para las torres eólicas. El problema: mucha de esa energía no se aprovecha.
“Miren esta paradoja. El año pasado, cerca de 1 de cada 6 kilowatt-horas solares y eólicos que podíamos producir, se perdieron. Fue vertido o recortado. Es el consumo de tres millones de clientes. Este año, entre enero y septiembre, van cerca de 3,9 teravatios-hora. Es energía limpia e instalada que el sistema no puede aprovechar”, analizó.
El ministerio añade otro segmento en sus espaldas. Actualmente, la cartera de Energía ya está desarrollando mesas de trabajo para delinear los contenidos para la futura ley de redes eléctricas, que contempla cambios para la distribución y la transmisión. Dos grandes gigantes.
No obstante, la generación es un gigante mayor, con intereses más diversificados. Basta decir que la cantidad de actores que compone este segmento representa casi el 80% de las empresas que observa el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN). Si los trabajos de estas mesas de trabajo son ágiles, y concluyen en la necesidad de cambios legislativos, el ministerio considerará introducir modificaciones en la ley de redes eléctricas.
Rahmann: “No podemos hacer todo solo con baterías”
La consejera del CEN, Claudia Rahmann, participó representando la visión que tiene el Coordinador sobre el sistema eléctrico del país.
En la oportunidad, sostuvo que los vertimientos de la energía se deben solo en parte a la transmisión, pero un punto relevante es cuándo ingresa la electricidad al sistema nacional. Esto dice relación con la gran capacidad de renovables de Chile, que ha provocado un exceso de oferta de energía mientras la demanda se ha mantenido prácticamente estable, lo que podría cambiar recién con la incorporación de data center, grandes consumidores eléctricos.
“No sacamos nada con tener energías renovables y megawatt instalados, si no tenemos la transmisión para poder transmitir la energía a donde se necesita. Eso es lo primero. Después está el poder gestionar cuando tenemos demasiada energía versus la demanda. Hemos tenido un desarrollo gigante de baterías. Ayudan, pero lo típico que la gente escucha es que son la solución y vamos a tener todos los problemas arreglados, no creo que eso sea cierto”, precisó Rahmann.
Y complementó: “sin duda las baterías pueden jugar un rol clave en lo que es la transición energética con la que queremos como país, pero no todas las baterías pueden hacer lo mismo y no podemos hacer todo solo con baterías. El desafío que tenemos es mucho más grande que eso. ¿Necesitamos tener baterías?, sí. Pero también necesitamos motivarlas para que ellas hagan lo que necesitamos que hagan, cuando nosotros queremos que lo hagan”.
Las urgencias
La estabilidad del sistema eléctrico es un aspecto central en esta discusión. Las metas de descarbonización del país han impulsado la incorporación de energías renovables, y, al mismo tiempo, la reducción progresiva de combustibles fósiles, como el carbón. Actualmente, la generación térmica es la más predominante, representando el 33% del total. Dentro de esta categoría, el gas natural es el mayor con 41%, seguido del carbón con 27%.
La entrada de energías renovables, más la salida de algunas centrales fósiles han modificado la operación del sistema eléctrico del país, lo que ha provocado que el sector busque nuevas tecnologías para fortalecer el sistema y así mantener la seguridad de la red.
La directora ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera), Ana Lía Rojas, comenta que, tanto para los requerimientos de inercia como para fortaleza de red, existen alternativas.
“Las baterías ofrecen respuesta rápida de frecuencia en fracciones de segundos; los inversores grid forming, que todos nuestros socios tecnólogos están promoviendo, aportan fortaleza de red y una respuesta muy similar a la que tiene la inercia. Los condensadores síncronos entregan también fortaleza e inercia sin generar energía ni consumir combustible, y eso también es una solución factible”, señaló Rojas.
De aquí se desprende otro punto: la remuneración de la generación. Las generadoras pueden recibir ingresos por tres conceptos: energía, potencia de suficiencia y servicios complementarios. Los últimos reconocen prestaciones para contribuir a la seguridad del sistema.
El director ejecutivo de Generadoras de Chile, Camilo Charme, sostiene sobre esto que “todos esos atributos especiales de condiciones de flexibilidad; es decir, cómo ese megawatt se mueve de rápido o no, todavía no está claro, porque tenemos un sistema que no opera como mercado. La remuneración por potencia, que se llama capacidad de suficiencia, que es cuánta infraestructura tenemos que tener como país para soportar la demanda máxima en un periodo crítico. Eso también lo tenemos que modernizar porque ahora lo que tenemos que atender es apagar la potencia más eficiente y no solamente por existir”.
Además, planteó dos puntos más en materia de generación. Uno, que el ministerio y la Comisión Nacional de Energía (CNE) decidan pronto las nuevas licitaciones de infraestructuras que fortalecerán la robustez del sistema. “Es una decisión que se tiene que tomar en el corto plazo”, dijo, “si se va a señalar que se necesita nueva infraestructura, las empresas tienen que tomar la decisión de inversión, tienen que financiar e ir a comprar estos suministros donde otros países también están pidiendo”.
El segundo punto de Generadoras es la definición de reglas para que las baterías de almacenamiento energético se integren al sistema. “Eso tiene que emanar de la CNE, porque ya tenemos el reglamento y ahora necesitamos la norma técnica que ejecuta y dice los detalles de eso. Esas son las dos urgencias”, sostuvo.
Precios de energía difusos y necesidad transmisión
A su turno, el director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol), Darío Morales, destacó que lo importante es tener señales del gobierno en materia de precios. “Hoy día esas señales de precios son bien difusas. Está el segmento de la gran escala, en que se relacionan entre ellos a partir de los contratos y a partir del mercado spot. Están los PMGD que tienen una interacción a través del precio estabilizado y está el Net Billing que tiene a través del precio de nudo promedio”, comentó.
“Esas interacciones con los recursos distribuidos, a nuestro juicio, no están bien diseñadas y hay que generar un mercado que te permita que el usuario pueda ir eligiendo, a partir de las señales de precios, cómo quiere que se vaya configurando su suministro”, detalló Morales, complementando que “a medida que vamos teniendo una tasa mayor de penetración de renovables, la señal del precio del mercado spot se comienza a hacer más difusa. Vamos a tener muchas más horas de precios cero, y para eso hay que buscar una nueva forma que entregue señales operacionales al sistema”.
Para el académico Humberto Verdejo, las prioridades están en construir más líneas de transmisión “sin dudarlo”, y reglas claras para los sistemas de almacenamiento de energía.
Esto, dice, garantizará “que las inversiones se ajusten a lo que efectivamente requiere el sistema. Y que en el fondo no tengamos sobreinstalación de almacenamiento en un par de años más, y que se tenga que ajustar la remuneración del almacenamiento como se hizo con los PMGD. Al final del día, los PMGD crecieron tanto que se transformaron en un problema para el sistema. Por eso suprimieron el precio estabilizado a partir de 2034″.