Ayer, martes 1 de noviembre, nuestro Gerente General, Rodrigo Jiménez, indicó en el diario La Tercera la importancia de incorporar generación con capacidad de gestión para poder avanzar hacía la carbono neutralidad. Además, enfatizó la importancia de agilizar la entrada de la transmisión en sus procesos de licitación, adjudicación, obtención de permisos y construcción.
Fuente: La Tercera
Eliminación de señales de localización; una capacidad de transmisión rezagada tanto por falta de planificación y demora en su construcción como por la rapidez con que se instalan las centrales solares y eólicas; falta de incorporación de tecnologías para gestionar y almacenar estos tecnologías; más deficiencias en la evaluación de sus proyectos, estarían tras las complicaciones financieras que las afectan.
Que las generadoras de energías renovables ubicadas en el norte estén permanentemente vertiendo su producción debido a que la capacidad de transmisión no da abasto, que cuando logran inyectar al sistema eléctrico lo hagan a costo marginal cero y que más de 9.000 MW proyectos solares y eólicos se apresten a ingresar de aquí a 2030 (sumándose a cerca de 10.000 MW ya instaladas) no significa que haya sobreinversión en estas tecnologías. Así lo afirman casi todas las voces de la industria, más allá de las diferencias de opiniones sobre las causas de los problemas que enfrenta el rubro.
Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera), refutó rotundamente cualquier tesis en este sentido en un seminario realizado el lunes, alimentada por los casos de dos empresas que desistieron de seguir sirviendo sus contratos con clientes regulados, por incapacidad de pago derivada de posiciones de generación deficitarias: “Los vertimientos, desacoples y especialmente las valorizaciones de costo marginal cero se producen en todo el sistema, no es un problema sobre instalaciones solares en el norte, afecta a todas las tecnologías. Por tanto, es un problema sistémico y no de unos pocos que hicieron malos cálculos o tuvieron más aversión al riesgo”.
Al respecto, Rodrigo Jiménez −gerente general de la consultora Systep− plantea: “No hablaría de sobreinversión considerando que el mundo está embarcado en la carbono neutralidad para combatir el cambio climático con tecnologías limpias”. A su juicio, el quid radica en que para reemplazar el parque de plantas de combustibles fósiles no sólo se necesitan estas energías renovables de fuentes variables (sol, viento, hidráulicas de pasada), sino energías gestionables despachables con certeza. Y si bien estas fueron tradicionalmente centrales carboneras y a gas, “han surgido nuevas tecnologías para gestionar energías limpias, como las centrales de concentración solar, las de bombeo y las baterías, que permiten descarbonizar la matriz en forma segura”. Así es que una condición sine qua non para cumplir la meta de cerrar todas carboneras es que la creciente adopción de fuentes renovables se acompañe de almacenamiento: “La ley de almacenamiento va en la dirección correcta al reconocer a proyectos de este tipo sin generación la posibilidad de participar en el mercado y que se les remunere la potencia. Pero no bastará con la ley, será clave que baje el precio de estas tecnologías”, enfatiza el ejecutivo.
Ramón Galaz, director ejecutivo de Valgesta Nueva Energía, también es taxativo: “Definitivamente no hay sobreinversión. Chile debe avanzar hacia una matriz limpia que permita cumplir las metas de carbono neutralidad y en eso las renovables juegan un rol fundamental. Pero hay que generar las condiciones habilitantes para ello”.
El exsecretario ejecutivo de la CNE, José Venegas dice: “No creo que sea un problema de sobreinversión, sino de una suma de varios errores. Primero, la Ley de Transmisión eliminó la señal de localización y eso hizo que las solares que se instalan en el norte no vean que es mucho más el costo de transmisión que el beneficio de tener mayor generación solar en esa zona. Si no se hubiera perdido la señal de localización, esa energía se inyectaría en el centro sur y no se congestionarían las líneas”. Como segundo punto agrega que ha habido una “fantasía infantil” de creer que era posible sustituir rápido todo el parque térmico con ERNC: “Siempre dijimos que eso llevaría tiempo y que debíamos ser prudentes con el retiro térmico, más aún frente a sequías. Ahora que enfrentamos riesgo de escasez y alto costo de los combustibles estamos comprobando el importante impacto de la generación térmica y dándonos cuenta de que por harto rato no podremos prescindir de ella”. En tercer lugar menciona que por exceso de dogmas Chile ha sido incapaz de desarrollar más la transmisión: “Dijimos cien veces que sin transmisión acompañando a las ERNC, estas de nada servían”. Y advierte que si bien las baterías son el futuro, el salvavidas de corto y mediano plazo es disponer de gas y petróleo, con almacenamiento adicional: “Es increíble que nadie mencione la necesidad de ampliar los terminales de GNL”.
Cuellos de botella de la Transmisión
Otro punto que genera consenso es que la infraestructura de transmisión quedó muy rezagada respecto del boom de plantas fotovoltaicas y eólicos, que partió con los cambios a la licitación de clientes regulados de 2014, que introdujeron la cuota de ERNC, aunque el real detonante para su multiplicación fue el rápido abaratamiento de estas tecnologías, destaca el gerente de Systep, Rodrigo Jiménez. A ello suma que mientras la construcción de centrales de embalse demoraba alrededor de seis años, las de carbón entre cuatro a cinco y las de gas un poco menos, sin contar permisos; las solares demoran a lo más dos años. Y como contrapartida, planificar las líneas de refuerzo de la trasmisión, licitarlas, conseguir los permisos y que construirlas, más eventuales problemas con comunidades implica de cinco a siete años. Por ahora la única gran línea en proceso es Kimal-Lo Aguirre, de corriente continua que entraría recién en octubre de 2029, si es que no hay atrasos.
“El proceso de planificación de la transmisión es perfectible, pero también es muy importante que los tiempos concretos de licitación, adjudicación y obtención de permisos y construcción de las obras se agilicen. Puedo tener un plan de expansión de la transmisión muy bueno, pero si las obras tardan en concretarse por trabas burocráticas, las obras seguirán llegando tarde. El cuello de botella está siendo la obtención de permisos ambientales y sociales. La planificación territorial importante, pero también la ejecución y los costos”. Eduardo Escaffi, socio del fondo de Inversión Weg-4, acota: “Con la configuración geográfica chilena (somos una línea y no una red como por ejemplo sucede en España), la posibilidad de no tener congestión en las líneas requeriría unas inversiones en transmisión que harían extraordinariamente caro el sistema. El almacenamiento es una solución obvia, que está empezando a ser realidad recién ahora, gracias al tremendo avance que se registra por la evolución de la electromovilidad, pero se requieren inversiones muy importantes que sólo se darán si la regulación que las remunera es la adecuada. La reciente aprobación de la ley es un buen paso en dicha dirección”.
Costo marginal cero
Ana Lía Rojas argumentó que se registran más de 720 horas al año con marginales cero, lo que significa que de los primeros nueve meses, por lo menos en uno a las renovables se les adjudicó precios cero por su producción de energía: “No puede ser que un generador inyecte energía limpia al sistema y reciba cero por si producción. La energía hidráulica enfrenta una crisis hídrica y también se valoriza en cero”. Acotó que el punto es que el sistema regulatorio vigente no fue pensado para la mayor penetración de renovables.
Para Rodrigo Moreno, profesor de la Universidad de Chile, es muy difícil identificar una sola razón que justifique el origen del costo marginal cero: “Más bien es el actuar de varios elementos que se dieron de forma simultánea como, por ejemplo, el alza de los costos de producción de la energía en la noche en combinación con el colapso de precios en mercado spot durante el día; congestiones en transmisión y bajos precios de algunos contratos de suministros que no internalizan todos los riesgos que se pueden presentar. La pregunta es si es eficiente que algunos de estos riesgos se internalicen en el precio del contrato y hasta qué punto es razonable el riesgo de que la transmisión no se expanda a los niveles adecuados”.
