Los grandes desafíos que enfrenta el expansivo sector de ERNC en Chile

Construir infraestructura de transmisión, modernizar los regímenes de remuneración de las generadoras y otros segmentos, armonizar las reglas de ordenamiento territorial y abordar el problema de los vertimientos de energía lo antes posible.

Son los desafíos que enfrenta el sector chileno de energías renovables no convencionales (ERNC), según los participantes de la conferencia anual de la asociación gremial Acera.

Chile, país que ofrece un entorno amigable para los inversionistas, ha estado avanzando a buen ritmo, superando holgadamente los objetivos de generación limpia, pero se requieren medidas para garantizar que el dinamismo se mantenga en los próximos años mientras se trabaja en alcanzar la neutralidad en carbono para 2050.

“Estamos en un momento de inflexión, en un momento clave en nuestra transición energética”, señaló el presidente de Acera, Jaime Toledo.

Toledo destacó los logros de los actores del segmento de ERNC, principalmente el aumento de su participación en la generación a 33% en 2022 a partir del reducido 5,9% de 2013, pero recalcó que el sector no puede dormirse en los laureles.

La colaboración público-privada es clave, junto con el reconocimiento de que la transición energética es más compleja de lo que se pensaba originalmente, manifestó Toledo.

TRANSMISIÓN

Para apuntalar el crecimiento continuo de las energías renovables y, con ello, la transición energética, Chile debe construir no solo infraestructura de transmisión y almacenamiento, sino también de distribución. “Donde tenemos territorio, tanto en la zona norte como en la zona sur, donde tenemos recursos para generar energía limpia, lo que tenemos que hacer es llevar líneas de transmisión”, añadió el ejecutivo.

Un factor decisivo es el plan en ejecución para retirar unos 55GW de capacidad carboeléctrica, que requerirá la incorporación de unos 22,5GW de potencia renovable renovables y almacenamiento y nuevas líneas de transmisión, según los participantes de la conferencia.

Si bien se ha puesto mucho énfasis en las necesidades de la zona norte, que goza de gran radiación solar, también se requiere mucha inversión en el extremo austral, donde el viento tiene un papel protagónico.

“En la zona sur ya estamos experimentando fuertes niveles de vertimiento, congestión y costos marginales cero”, advirtió Toledo, que mencionó el impacto que han causado los desarrolladores que realizan proyectos allí —principalmente eólicos— debido a las restricciones de despacho en el norte.

Incorporar unos 6,0GW de potencia renovable actualmente en construcción ciertamente será complejo, según expositores de la conferencia.

“Van a requerir un gran esfuerzo para poder integrarse a la red con respecto a los desafíos de transmisión y de flexibilización del sistema eléctrico nacional”, manifestó la directora ejecutiva de Acera, Ana Lía Rojas.

Una línea de transmisión para interconectar el norte con el sur, Kimal-Lo Aguirre, debiera entrar en servicio hacia 2030 para aliviar la congestión, pero en la industria existe consenso de que el proyecto por sí solo no es una panacea y se necesitan más líneas y más almacenamiento.

El ministro de Energía, Diego Pardow, indicó anteriormente que este año se presentaría un proyecto de ley de transmisión asociado. La planificación de la red podría estar entre los pilares fundamentales.

REMUNERACIÓN DE GENERACIÓN

El actual sistema de remuneración de generadoras, introducido antes de la gran incursión de las tecnologías de ERNC, tiene décadas de antigüedad y muchas veces arroja costos marginales cero.

Mencionando el número de horas con costos marginales asociados cero registradas el año pasado —1.919 horas solo en el norteño nodo Crucero—, Acera señaló que dicha situación afecta las finanzas de las plantas e instó a revisar los reglamentos. Una planta solar típica en la zona norte tiene alrededor de 3.000 horas de generación.

Este año debería sostenerse un debate sobre los mecanismos de remuneración en el mercado eléctrico mayorista. “Es importante que esta discusión se inicie más temprano que tarde”, precisó Rojas en alusión al problema asociado de restricciones de despacho.

“Tenemos que encontrar una fórmula para modificar ese sistema de tarificación”, planteó Toledo, quien agregó que este trabajo es fundamental para mantener el atractivo del sector de energías renovables entre los inversionistas. No solo Chile enfrenta este desafío, sino también otros países con alta penetración de generación renovable.

Además, es necesario trabajar en nuevas propuestas reglamentarias de remuneración de capacidad, según se concluyó en la conferencia. El borrador del reglamento asigna tarifas más altas a los sistemas de almacenamiento, lo cual Toledo celebró. Para compensar, se deberían reducir las tarifas asignadas a las plantas solares, lo que reduciría el atractivo del segmento, donde Chile es una potencia mundial.

Chile promulgó recientemente una ley que abre la puerta a la remuneración por inyección y capacidad de las plantas de almacenamiento independientes. El reglamento que definirá su implementación debiera presentarse a fines de noviembre.

ORDENAMIENTO TERRITORIAL

Acera lanzó un proceso licitatorio para contratar una empresa consultora que analice las reglas de ordenamiento territorial en Chile con el objetivo asociado de contribuir a una armonización regulatoria.

Garantizar que los proyectos no generen consecuencias para las comunidades y se lleven a cabo sin contratiempos es vital para lograr una transición energética efectiva, indicaron participantes del evento.

“Para poder seguir avanzando en el desarrollo de las energías renovables necesitamos tener muy claro y definir en qué territorios vamos a poder desarrollar proyectos de energías renovables… muy alineados con los intereses de las comunidades locales y con un cumplimiento estricto de los estándares ambientales”.

El Ministerio de Energía solicitó fondos para estudios asociados en su propuesta de presupuesto 2023.

La planificación territorial se considera vital para el desarrollo del hidrógeno verde, particularmente en la austral Región de Magallanes, donde hay planificados múltiples proyectos a escala de megavatios.

VERTIMIENTOS

Las autoridades se refirieron también a las restricciones de despacho derivadas de la saturación de la red, factor que a su vez ha causado estrés en los pagos del mercado a corto plazo para al menos dos generadoras.

“Uno de los retos más preocupantes que tenemos en este momento es el aumento de los vertimientos o los recortes de energía renovable, limpia y barata que no se puede integrar al sistema por distintas razones asociadas a la falta de transmisión, a las congestiones y también a la falta de flexibilidad del parque eléctrico nacional”, precisó Rojas.

En 2022 una cifra récord de 1,47TWh de producción solar y eólica fue vertida o recortada, la más alta registrada y 225% superior a la de 2021.

Con respecto a los nuevos proyectos que se están construyendo, Rojas indicó que la expansión del parque generador agravaría aún más el problema de los vertimientos. Acera añadió que las medidas correctivas, propuestas luego de una mesa de trabajo público-privada, no abordarían la situación con suficiente urgencia o profundidad.

“Estamos bastante preocupados y bastante desencantados con las medidas que anunció la autoridad”, advirtió Toledo, que agrega que no se abordó adecuadamente el tema de las deficiencias de transmisión.

La Comisión Nacional de Energía (CNE), que ha estado trabajando con el sector privado para diagnosticar y remediar el problema, publicó recientemente un plan de acción y señaló que el trabajo no se detendría.

PRINCIPALES INDICADORES DE ERNC

Inversión acumulada

La inversión acumulada en ERNC en Chile asciende a US$16.800 millones y la generación solar fotovoltaica representa su mayor parte, con US$6.480 millones, seguida de la eólica (US$5.400 millones). La capacidad instalada asociada alcanza 13,8GW.

Año récord

La participación de 33% de las ERNC en la generación total constituye un récord.

La cobertura de las energías renovables se disparó a un máximo histórico de 71,3% a las 13:00 horas del 12 de octubre, “una hazaña fenomenal”, según Rojas. Además, en el 83% de los días, la cobertura subió a más de 50%.

En otro hito histórico, los parques eólicos y solares generaron conjuntamente más electricidad (27,7%) que las plantas de carbón (23,3%) durante un período de 12 meses.

El año pasado, los gestores de proyectos pusieron en operación 155 plantas de ERNC con almacenamiento, equivalentes a 3,95GW y encabezados por parques solares fotovoltaicos y plantas eólicas. Alrededor del 41% de esta capacidad se encuentra en fase de pruebas.

Poco menos de 450 proyectos de ERNC con almacenamiento están en construcción, con una capacidad asociada de 6,0GW y US$5.600 millones en inversiones asociadas.

Capacidad instalada

La capacidad instalada fue de 33,3GW en diciembre, de los cuales 13,8GW correspondieron a ERNC, 12,7GW a termoeléctricas y 6,78GW a hidroeléctricas convencionales.

Las regiones norteñas de Antofagasta y Atacama albergan los mayores bloques de capacidad, con 3,94GW y 3,46GW, con predominio de plantas solares.

PRECIOS DE SUBASTA DE SUMINISTRO

En 2013, el precio promedio obtenido en subastas de suministro fue de US$129/MWh, frente a los US$24/MWh de 2021.

Sin embargo, en medio de una confluencia de factores que incluyen mayores costos de materiales y preocupación por las restricciones de despacho, la tendencia a la baja se detuvo abruptamente el año pasado. Solo el 15% de la electricidad en oferta se adjudicó contratos en la última subasta de suministro. Se están preparando nuevos procesos.