Diez iniciativas de diversa índole, pero complementarias entre sí, fueron informadas por el Ministerio de Energía este lunes en el marco de una agenda para un "segundo tiempo de la transición energética". A través de cuatro ejes, reafirma compromisos ya adquiridos y también anuncia nuevas acciones en un sector que ha estado marcado en el último tiempo por las dificultades que ha enfrentado -por ejemplo- el aumento de las energías renovables no convencionales variables en medio de la transición energética.
En un documento de 29 páginas, titulado "Agenda inicial para un segundo tiempo de la transición energética. Acciones por una descarbonización acelerada del sector eléctrico", se plantea que el plan de medidas de corto y mediano plazo para la transición energética acelerada tiene cuatro focos y suma diez medidas en total. El primero, la promoción del almacenamiento, contempla dar curso a las actualizaciones necesarias en el reglamento de coordinación y operación del sistema eléctrico nacional para dar claridad a la forma de operar los sistemas de almacenamiento y entregar mayor claridad en las proyecciones de arbitraje de precios que pueden obtener del mercado spot. Se ingresará esta modificación a la Contraloría General de la República a inicios de 2024.
La eliminación del sistema de compensación tipo B del impuesto verde, será la primera acción en implementarse.
Asimismo, se establece que es importante realizar algunos perfeccionamientos en la regulación para efectos de despejar eventuales incertidumbres en cuanto a su remuneración y operación, así como generar incentivos adicionales y mecanismos para gestionar sus riesgos. En este sentido, se realizará una modificación al DS 125/2017 para perfeccionar la forma en que se operan estos sistemas, teniendo en consideración los siguientes principios.
La segunda acción -que se contempla para este año- es que el Ministerio de Energía determinará un conjunto de subestaciones estratégicas en las que se establecerán áreas de resguardo para el desarrollo de infraestructura de almacenamiento. Los terrenos en torno a las subestaciones estratégicas se entregarán en concesión de uso oneroso mediante un proceso de llamado abierto, diseñado en conjunto con el Ministerio de Bienes Nacionales. El impacto de la medida sería el impulso a proyectos de almacenamiento en torno a subestaciones estratégicas que incrementen la colocación de generación renovable.
La tercera medida de este primer eje es el trabajo conjunto con el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA9 para la publicación de un documento técnico para proyectos de almacenamiento. En principio, se abordarían tecnologías de almacenamiento mediante baterías, aire comprimido, aire líquido, sales fundidas y bombeo hidráulico. Esto está fijado para julio de 2023.
El segundo eje, la mitigación de riesgos a suministradores, involucra un inminente ajuste para este mes del sistema de compensación del impuesto a las emisiones. En específico, eliminar el sistema de compensación tipo B del impuesto verde. El objetivo es disminuir pagos laterales en los que incurren los suministradores en general, muchos de ellos renovables, generando -explican- "a la vez un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos".
Fuentes señalan que esta última medida ya se encuentra con el visto bueno de la Comisión Nacional de Energía (CNE) y está pronta a publicarse en el Diario Oficial. Por lo tanto, será la primera acción en implementarse.
La segunda medida de este eje es la modernización de las licitaciones de suministro de clientes regulados. Esto se abordará el segundo semestre de este año a través de la modernización de las bases de licitación de suministro a clientes regulados para el proceso correspondiente a 2023 y años posteriores. Esto, para fomentar portafolio de proyectos de generación renovable y limpia 24/7 eficientes y mitigar riesgos a los que se ven expuestos los suministradores.
El tercer foco que se establece en este trabajo es la flexibilidad operacional, donde -se dice- cabe la revisión y ajuste de los mínimos técnicos de centrales térmicas.
Según se explica, se busca actualizar los valores de mínimo técnico de unidades generadoras térmicas, conforme al proceso reglado en el Anexo Técnico “Determinación de Mínimo Técnico de Unidades Generadoras”, conducente a viabilizar una reducción de éstos, en la medida que las condiciones ambientales, técnicas y operativas de las instalaciones lo permitan, y priorizando aquellas instalaciones que contribuyan a una operación segura y económica del sistema en su conjunto.
Lo anterior, dicen, tendería a aumentar los niveles de flexibilidad del parque generador convencional para efectos de permitir una mayor colocación de energía renovable y con ello disminuir los vertimientos de generación renovable y libre de emisiones de gases de efecto invernadero.
La acción se inició durante este mes y será desarrollada durante 2023 por el Coordinador Eléctrico Nacional, en conjunto con el Ministerio de Energía, de manera tal que sea coherente con la actualización de la norma de emisiones de centrales termoeléctrica que se está llevando a cabo.
Y la segunda medida de este tercer eje apunta a la modernización de la operación del sistema eléctrico nacional a través de la promoción de acciones que incorporen tecnología digital mediante su adaptación y uso en el despacho del operador.
En concreto, capacidad dinámica de líneas (DLR, Dynamic Line Rating), entendida como una tecnología promovida que permite determinar la capacidad actual de una línea aérea de transmisión que puede estar siendo subestimada por el uso de la metodología convencional de capacidad estática de líneas (SLR, Static Line Rating), y su aplicación en la operación del sistema eléctrico para hacer un uso más eficiente de este tipo de instalaciones. Además, se establecerán las condiciones regulatorias asociadas a automatismos para control de transferencias de manera más clara.
En cuanto a plazos, se establece la promoción y desarrollo de proyectos DLR en líneas candidatas, promovidas por el Coordinador Eléctrico Nacional, durante 2023 y 2024, y definiciones normativas urgentes para la concreción de proyectos de automatismos para control de transferencias en el corto plazo que permitan maximizar la capacidad de transporte de líneas eléctricas existentes, resguardando la seguridad del sistema eléctrico.
Por último, en el pilar de las acciones políticas, regulatorias y obras urgentes, se reafirma la voluntad de ingresar el proyecto de ley de transición energética que tiene como foco principal la transmisión en mayo de este año cuyos contenidos fueron adelantados por DF tras una reciente jornada de trabajo entre el Gobierno y la industria.
A esto se suma, como segunda medida, el desarrollo de un plan de descarbonización que defina una hoja de ruta a 2030 cuyo plazo está contemplado para el primer semestre y parte del segundo semestre de 2023.
Detalles de la iniciativa
En el detalle, se señala que el Ministerio de Energía durante el próximo mes dará inicio al proceso de discusión en torno al Plan de Descarbonización con miras a construcción de una hoja de ruta 2023- 2030, con el apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), otros organismos internacionales y la academia.
"A través de un trabajo técnico y de diálogo estratégico, se establecerán las condiciones regulatorias y técnicas que habiliten un proceso de descarbonización que acelere la transición energética y la reducción progresiva de las emisiones globales y locales del sector eléctrico, definiendo una hoja de ruta con foco al 2030, producto de un diagnóstico común, en conjunto con los distintos grupos de interés del sector en el ámbito público, privado, académico y de la sociedad civil", se explica.
Y agrega: "Se entiende que una hoja de ruta en materia de descarbonización al 2030 tiene la relevancia de fomentar las acciones más relevantes de la década que, a su vez, determinará el éxito en el cumplimiento de los objetivos de mediano y largo plazo consensuados previamente en la Política Energética Nacional, la Ley Marco de Cambio Climático y otros instrumentos de política pública sectorial asociados".
Sobre este punto, en el texto se profundiza a modo de diagnóstico que, a la fecha, desde junio de 2019 a enero de 2023, se han retirado ocho unidades generadoras a carbón. A 2025, cinco unidades generadoras adicionales estarán disponibles para ser retiradas y cinco más podrán ser reconvertidas a otros combustibles. Mientras, las diez unidades de generación restantes mantienen su compromiso de retiro a 2040.
Y, como última medida en este cuarto eje, se indica un Open Season programado para este año para el desarrollo de obras urgentes para el sistema de transmisión, conforme al artículo 102º de la Ley General de Servicios Eléctricos. De acuerdo a lo señalado, este proceso comenzará con la apertura por parte de la Comisión Nacional de Energía (CNE) de un período de Open Season para que distintos stakeholders del sector eléctrico propongan obras de expansión del sistema de transmisión que sean susceptibles de ser ejecutadas y valorizadas conforme a lo dispuesto en el inciso segundo del artículo 102° de la ley actual, por reunir las características de ser urgentes y que no hayan sido consideradas en el proceso de expansión de la transmisión.
A modo general, en el texto se afirma: "Hemos iniciado un segundo tiempo de la transición energética, que implica que las fuentes renovables y limpias pasen de ser un complemento importante en el sistema eléctrico a constituir las fuentes principales de generación, propendiendo a una matriz eléctrica con un 100% de energías limpias antes del 2050".
¿Pero qué sucederá con las reformas al sector eléctrico?
Según se detalla, a través de un proceso de diálogo estratégico de política pública que comenzará el primer y segundo semestre de este año, enmarcado dentro del “Plan de Descarbonización”, "se establecerán las prioridades respecto de las reformas necesarias al sector eléctrico en sus distintos segmentos".
Estas reformas -se precisa- "se concretarán a través de uno o más proyectos de ley que promuevan acciones de carácter estructural hacia la modernización del sector eléctrico y mediante modificaciones reglamentarias, normativas y otras acciones estratégicas asociadas". Esto, para incorporar las señales y componentes regulatorias que propicien los objetivos a largo plazo, como la meta de la Política Energética Nacional que indica se alcanzará un sistema eléctrico provisto de fuentes de generación 100% limpias de emisiones al 2050, coherente con el objetivo de carbono neutralidad mandatado en la Ley 21.455.
De acuerdo al texto, "algunas de las temáticas a analizar serán mercados de energía y servicios complementarios, distribución, recursos distribuidos y calidad de servicio como también medidas de protección focalizada en clientes vulnerables".
Reacciones
A minutos de conocerse este primer paquete de medidas, el presidente ejecutivo de Generadoras de Chile, Claudio Seebach, indicó: "De una primera lectura del documento es posible ver que la agenda incorpora como primer elemento algo que hemos reiterado como primera prioridad: el impulso al almacenamiento. Asimismo, incorpora otras medidas que hemos planteado orientadas a un mejor uso de la actual infraestructura de transmisión".
Mientras, la directora ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera), Ana Lía Rojas, dijo que el documento presentado hoy apunta en la dirección correcta del largo plazo, "pero primero hay que transitar por el corto plazo y en este sentido, no hay suficientes medidas que ataquen el problema de fondo que afecta a las ERNC actualmente, que es la alta exposición a la valorización de energía limpia a precios cero".
Según comentó la dirigenta, las dos medidas que propone el Ministerio de corto plazo, "la realización de auditorías de mínimos técnicos y la devolución de impuesto verde a los generadores renovables, no alcanzan a mejorar la situación financiera que está afectando a las ERNC en la envergadura que se requiere".
Además, agregó, "si llega a comprobarse que, efectivamente, hay un espacio de rebaja importante en los mínimos técnicos actuales, uno debería preguntarse por qué el Coordinador Eléctrico Nacional no lo hizo antes, cuando la normativa y las atribuciones para optimizar esos parámetros, existen desde hace muchos años. Por último, extrañamos menciones específicas en generación y almacenamiento distribuido, tan necesaria y requerida por todos los agentes para este segundo tiempo de la transición energética .
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