Eólica, solar e incluso la acumulación de su producción utilizando baterías de litio, dejaron de ser consideradas fuentes no convencionales de generación eléctrica. Su consolidación a nivel mundial tiene a los expertos mirando más allá, con una consigna que se mantiene: reducir las emisiones.
Pasar de la fisión a la fusión nuclear, para lo cual actualmente están en desarrollo millonarios proyectos experimentales, o el desarrollo de celdas de hidrógeno para almacenar la electricidad generada por las fuentes renovables, cada vez más presentes en el mundo, son algunas de esas nuevas opciones.
El acuerdo de París, suscrito por 195 países a fines de 2015, le puso urgencia a esta transformación. El imperativo es mitigar los impactos del cambio climático a nivel global para limitar a menos de 2°C el incremento de la temperatura del planeta. "Con esta firma, implícitamente se reconoce que la industrialización y el desarrollo tecnológico que sustenta la civilización actual, son la principal causa del calentamiento global y que deben implementarse medidas urgentes para controlar el aumento de la temperatura media del planeta", explica el especialista y ex ejecutivo de ENAP, Nelson Muñoz.
Casi un año después, los primeros días de noviembre el convenio entró en vigencia, tan sólo un mes después de que se logró el quórum mínimo de ratificación, equivalente a 55 países, responsables del 55% de las emisiones contaminantes. Para cumplir la desafiante meta que contiene el acuerdo se requerirán políticas agresivas que cambiarán, por ejemplo, la forma en que se energizan los sistemas de transporte y se produce electricidad.
Los expertos estiman que las emisiones deben reducirse entre 40% y 70% para 2050 y que la neutralidad de carbono (emisiones cero) debe alcanzarse a fines de siglo, a más tardar, lo que implicaría detener definitivamente el consumo de combustibles fósiles hacia 2070. Es difícil imaginar los sistemas de transporte sin usar combustibles fósiles, o la generación eléctrica sin usar carbón ni gas natural en sólo 50 años.
Un artículo publicado en marzo de este año en la revista Applied Energy plantea un cálculo más urgente: para ser consistentes con la meta propuesta en París y tomando en cuenta las centrales térmicas con una vida útil de 40 años más aquéllas comprometidas, la infraestructura que generará la acumulación de CO2 en la atmósfera y que aumentará la temperatura del planeta habrá sido construida para el año 2017, lo que implica que a partir de 2018 los países firmantes quedarían impedidos de construir nuevas plantas a base de combustibles fósiles y sólo podrían seguir adelante con aquéllas que impliquen cero emisión.
TAN LEJOS... TAN LEJOS
Aunque a estas alturas ya no debería sorprendernos, en Chile somos espectadores de este debate.
Antes de pensar siquiera en replicar lo que se está haciendo a nivel internacional en materia de nuevas tecnologías, primero el sistema local tiene que adecuarse para incorporar en forma segura y eficiente las energías renovables no convencionales. Esto se plantea como todo un desafío.
Que la reciente licitación de suministro para clientes regulados se definiría entre proyectos de energía solar y de gas natural licuado, además de los grandes actores del sector que buscaban renovar contratos, se daba por seguro. Sin embargo, los hechos sorprendieron prácticamente a todos, porque sólo un supuesto se cumplió: Endesa Chile se quedó con casi la mitad de la energía disponible en este proceso, en que los precios marcaron mínimos a nivel mundial.
Un escenario que pocos adelantaron y que a nadie dejó indiferente es que el viento se coló en esta subasta y casi la mitad del volumen disponible será servido por proyectos eólicos a partir de 2021, cuando los contratos adjudicados entran en vigencia.
Sobre la base a datos de Systep, el 56% de los proyectos adjudicados en las tres últimas subastas corresponde a energía eólica (2.877 MW de un total de 5.097 MW).
Por su intermitencia, el viento es una de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) más difíciles de pronosticar, y por eso la mayor penetración que tendrá en el mix de generación le plantea a la autoridad un desafío adicional que debe resolver sin descuidar otros frentes que son claves para evitar "lomos de toro" técnicos y económicos que podrían amenazar la seguridad del sistema eléctrico a partir de la próxima década.
El socio de la consultora Inodú, Jorge Moreno, dice que no se puede poner en duda que el modelo de licitación que aplicó el gobierno ha sido exitoso en diferentes dimensiones, pero al mismo tiempo y como las cosas son dinámicas, también dio paso a algunos nuevos desafíos.
El cálculo de la Comisión Nacional de Energía (CNE) es que a partir de 2021 (a esas alturas con el SIC y el SING ya integrados), sobre el 22% de la capacidad instalada del sistema eléctrico será ERNC, considerando la capacidad en operación y construcción y no la que se comprometió en la subasta de agosto pasado.
Esto deja de manifiesto que mientras el mundo se prepara para entrar en un nuevo estatus energético, en Chile recién entramos a la etapa de asimilar un escenario en que las ERNC tendrán un rol preponderante y eso obligará a contar con capacidad de respaldo que técnicamente pueda reaccionar a su variabilidad durante el día.
Y dado que la proyección de bajos precios de la energía no se condice con los niveles de inversión que requieren, hace complicado por ahora pensar en incorporar nuevas hidroeléctricas de embalse o térmicas a gas natural, que son las centrales más eficientes para entregar ese sustento y mantener la seguridad en el sistema.
Por ahora, lo que están haciendo las empresas que tienen plantas a base de este segundo combustible es tratar de adaptarlas para aprovechar la oportunidad que abre este mercado secundario. Así lo han hecho ver, por ejemplo, operadores como Enel Generación Chile.
NUEVA REMUNERACIÓN
Que haya empresas eléctricas dispuestas a invertir en generación eficiente que operará intermitentemente para respaldar a las ERNC supone una cirugía mayor en el mercado eléctrico, ya que en el modelo actual estas centrales tienen asegurada la operación en base, es decir, 24X7 y no sólo para cubrir cuando no hay viento o sol.
Esto supone sumar a la remuneración de las generadoras, que ahora está basada en los conceptos de energía y potencia, un tercer factor asociado a estas prestaciones, tal como, obviamente, ya sucede en aquellos países donde el peso de las renovables es importante.
Ejecutivos de la industria a nivel local plantean que estos incentivos económicos viabilizan o hacen rentable la inversión para adaptar o instalar plantas nuevas que pueden ajustarse más rápido, por ejemplo, a los requerimientos de la demanda cuando como sucede en Europa la energía de base es abastecida por unidades renovables y las plantas térmicas quedan relegadas al rol de flexibilizar o dar respaldo.
Este cambio ayudará al proceso de renovación de centrales, que firmas como Colbún ya están tramitando, así como las baterías que AES Gener desarrolló y ya comercializa como una alternativa para responder a este nuevo requerimiento.
La eléctrica de los Matte, Colbún, se adelantó a este proceso y para ello modernizará uno de sus activos emblemáticos: Nehuenco. La inversión será en la más antigua de las tres unidades de este complejo de la Región de Valparaíso, que comenzó a operar en 1999.
En la solicitud de pertinencia que la eléctrica presentó en septiembre, indican que tras más de 16 años de operación, la renovación era necesaria y que en paralelo a mantener la continuidad operacional también buscan adaptarla a las futuras condiciones del mercado, razón por la que los nuevos equipos podrán ciclar, esto es, bajar y subir potencia en forma rápida (incluyendo la detención y la pronta partida), con lo cual esa máquina ajustará su operación a las necesidades actuales y futuras del sistema eléctrico, facilitando su complementariedad con la intermitencia de las centrales de generación de energías renovables no convencionales.
¿QUIÉN PAGA EL RESPALDO?
Algunos en la industria son escépticos respecto de la creación de ese mercado secundario. En principio, la CNE concibió estos denominados Servicios Complementarios como parte del reglamento sobre coordinación y operación del sistema eléctrico, uno de los siete derivados de la Ley de Transmisión, lo que no fue muy bien recibido por la industria, donde estiman que esta materia es tan crucial que la normativa debería abordarla en forma individual.
Finalmente, a comienzos de noviembre la autoridad cambió de idea y adhiriendo al parecer al planteamiento del sector privado, dictará un reglamento especial para esta materia, el que será sometido a consulta pública.
Ahora, tal como sucedió con la transmisión, al menos una parte de estas prestaciones serán pagadas por la demanda, es decir, los clientes regulados (donde están todos los usuarios residenciales) y los libres (industriales con grandes consumos), a partir de una valorización según mecanismos de mercado.
El secretario ejecutivo de la CNE, Andrés Romero, puntualiza que los servicios complementarios se dividirán en dos categorías. La primera, que considera infraestructura nueva que se requiera para brindar estos servicios, será financiada por los usuarios a través de un cargo único.
La segunda clase, que incluye recursos técnicos u operación específica, como regulación de tensión, en instalaciones ya existentes, serán de cargo de todas las generadoras que retiren energía del sistema, sean ERNC o convencionales. Esto último provocó críticas, pues estas últimas empresas estiman que si los primeros operadores provocan la necesidad, deberían solventar estas prestaciones en forma íntegra.
EL ROL DEL GAS NATURAL
Comercializadores y operadores hicieron ambiciosas apuestas para que el gas natural licuado (GNL) se asegurara un espacio en la matriz a través de un contrato en la última subasta. Esto llevó a muchos a plantear que por estos días en Chile literalmente sobra gas.
Origin, Shell, Cheniere y Gas Natural Fenosa son sólo algunos de los vendedores de este hidrocarburo que buscaron una oportunidad, porque en medio del actual escenario de sobreoferta a nivel global, se torna clave contar con un destino seguro al menos para una parte de sus volúmenes. Por eso, estas firmas desarrollaron o se involucraron en proyectos de generación concebidos desde fábrica para responder a la variabilidad de las ERNC.
Ante la muy escasa posibilidad de construir centrales hidroeléctricas de embalse, porque los precios proyectados para la energía no cubren sus costos de inversión y porque socialmente no son aceptadas, el gas natural se alza casi como el único complemento eficiente para las fuentes que tienen un factor de planta más bajo, es decir, que no están disponibles la mayor parte del tiempo.
Al mismo tiempo, añade un ejecutivo, dentro de cinco años el parque existente a base de gas tendrá unos 25 años de operación, y hablamos de máquinas que fueron hechas para operar continuamente y utilizarlas en forma intermitente para cubrir a las ERNC incrementa su desgaste, les resta desempeño y eleva su probabilidad de falla, lo que supone un riesgo mayor.
Por esto dicen en la industria se vuelve prioritario aumentar el 21,2%, que distribuido en 4.746 MW instalados, ocupa este combustible hoy en la matriz a nivel nacional. Para eso la autoridad debería dirigir las próximas licitaciones, aunque algunos abogados estiman que la normativa no permitiría un proceso orientado a una tecnología específica. Sin embargo, la intención que ha manifestado hasta ahora la autoridad es seguir apuntando a la baja en los precios como objetivo central. La factura eléctrica chilena está hace varios años entre las más altas de la región y esa situación se mantendrá al menos durante el próximo quinquenio, mientras los contratos suscritos a valores más bajos no entren en vigencia, ayudando a moderar en parte las tarifas actuales.
En la CNE dicen que la ley establece que las licitaciones son instrumentos de política energética que sirven a objetivos de eficiencia económica, competencia, seguridad y diversificación en los sistemas eléctricos. "Alguno de estos fines podría eventualmente justificar que la licitación favorezca alguna tecnología en particular", asegura Romero, que advierte que las subastas tienen que cumplir con principios de no discriminación arbitraria y transparencia.
Pese a esto, añade que hay un análisis sobre la implicancia que los proyectos comprometidos para cubrir las ofertas adjudicadas tendrán sobre el sistema eléctrico, y en caso de que se observen señales que apunten a un cambio de objetivo, las bases de las próximas licitaciones así lo reflejarán.
¿HAY ENERGÍA SUFICIENTE?
Teniendo en cuenta que a estas alturas una de las pocas cosas que parece estar clara en el país es que el carbón estaría al margen de la ecuación del crecimiento de la capacidad de generación eléctrica, tal como lo han planteado las principales empresas del sector, otra interrogante que también requerirá respuesta es cuánta holgura estamos dispuestos a tener en el sistema.
Se trata del stock de potencia, entendida como la energía que está disponible lo más cercano al 100% del tiempo. Hoy este indicador bordea el 40%, es decir, el sistema usa habitualmente el 60% del parque existente y el resto se utiliza para responder a puntas de demanda o episodios puntuales.
El tema es delicado. Hay que evitar casos extremos como el argentino, donde la holgura escasamente llega al 10%, lo que explica sus sucesivos apagones, o el de Perú, donde la sobrecapacidad es de 70%, lo que fundamentaría el interés de ese país por integrarse con Chile y exportar esos excedentes.
A esto se suma la presión que la mayor presencia de ERNC ejerce sobre los sistemas de transmisión. Jorge Moreno advierte que la pronta unificación de las principales redes, así como las millonarias inversiones de refuerzo planificadas y en ejecución, podrían no ser suficientes al momento en que las centrales ERNC recientemente adjudicadas entren en operación, razón por la que cree que la congestión en el transporte eléctrico, que ya obliga a "verter" energía para la que aún no hay sistemas de almacenamiento costo eficientes, debería continuar en algunas zonas del país.
Un ejemplo de que cosas así suceden y Chile no tendría cómo ser la excepción está en Estados Unidos, donde una inversión de US$ 8.000 millones (siete veces más que el proyecto más caro de este tipo en ejecución aquí) para levantar una línea de transmisión que transporte la energía eólica que masivamente se está produciendo en el estado de Texas, a pocos meses de entrar en servicio ya está al borde de la congestión.
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