Racionamiento eléctrico en California alimenta debate en Chile

La medida afectó al 10% de la población del estado y se debió a la imposibilidad del sistema para cubrir el peak de demanda solo con generación renovable, debido al retiro anticipado de la capacidad convencional de respaldo. Algunos vieron en este episodio un adelanto de lo que podría suceder en Chile en unos pocos años.

+Jéssica Esturillo O.

Fuente: El Mercurio

A mediados de agosto, el estado de California tuvo cuatro días para el olvido. A la preocupación por los incendios forestales, que cada año arrasan con más fuerza a esta zona de Estados Unidos, este año se sumaron las restricciones de movilidad producto de la pandemia y una ola de calor que en algunas zonas elevó los termómetros hasta los 39°C. Este cóctel hizo que la demanda eléctrica subiera tanto que, aunque no alcanzó a batir récords, hizo colapsar el sistema eléctrico, que no fue capaz de cubrir el peak de consumo. ¿El resultado? Cortes programados del suministro que entre el viernes 14 y el lunes 17 afectaron a cerca del 10% de la población del estado, es decir, 3,3 millones de personas de un total que bordea los 39 millones.

La última vez que California tuvo que aplicar una medida tan extrema fue hace 20 años, a razís del escándalo de manipulación de precios de la energía que derivó en el bullado caso Enron. Esta vez los apagones enfurecieron a las autoridades locales que exigieron investigaciones, y dieron pie para diversas acusaciones entre las empresas de energía, el operador del sistema y los legisladores.

Óscar Morales, líder de proyectos de la consultora Systep , explica que los análisis preliminares muestran que el racionamiento en California tuvo causas estructurales y coyunturales. Entre las primeras está el retiro de alrededor de 5.000 MW de unidades de gas natural en los últimos tres años, como parte del proceso de transición hacia una matriz con menos emisiones, mientras que entre las razones coyunturales, están los incendios forestales y la reducción de las importaciones de electricidad desde los estados vecinos, también afectados por las altas temperaturas.

En la práctica lo que sucedió es que el peak de consumo eléctrico se produjo justo en las horas de la tarde en las que la generación renovable comienza a declinar. Esto, sumado al retiro de unidades convencionales entre las que figura incluso una de las dos centrales nucleares que abastecen el estado (la segunda comenzará su cierre a partir de 2024), hizo que la energía no fuese suficiente, disparando además el precio mayorista de la energía, que el sábado 15 de agosto llegó a superar los US$ 3.800 por MWh, cien veces más que el precio habitual.

Los especialistas coinciden en que el problema de California no es la incorporación y el futuro predominio de la generación renovable, sino que ese proceso de descarbonización no se ha dado en conjunto con otras modificaciones tecnológicas, normativas y de mercado. “California lleva dos décadas siendo un referente a nivel mundial de las buenas y también de las malas noticias en materia energética y ver lo que pasó hace unos días es ver lo que puede pasar en Chile dentro de diez años o menos, si no tomamos los debidos resguardos en la descarbonización”, dice Daniel Salazar, socio director de la consultora EnergiE.

El también exdirector ejecutivo del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), ente que opera el sistema eléctrico local, agrega que mientras California llegó al extremo del racionamiento, en Chile se discute un proyecto de ley que obligar a cerrar todas las centrales a carbón a 2025. “Cómo no vamos a poder ver el riesgo que corremos al precipitar un proceso que requiere de tiempos que no pueden ser breves y que ya está más acelerado respecto del cronograma original. La descarbonización es mucho más que un itinerario con fechas, es un proceso que requiere conducción y eso no ha estado, solo nos hemos llenado de anuncios que se presentan para las posiciones maximalistas que vemos en el Congreso”, asegura Salazar.

Morales coincide y comenta que todo proceso regulatorio que involucre una modificación significativa del parque de generación, debe venir soportado por análisis técnicos, económicos, ambientales y sociales que recién están en estudio por parte del CEN. “Se debe determinar si el parque de generación luego de retirar unidades es capaz de atender las variaciones de la generación solar y eólica, así como también si podría suministrar la demanda ante situaciones coyunturales”, puntualiza.

Los datos de Systep muestran que cuando el viento deja de soplar y la intensidad solar baja, en un lapso de no más de cuatro horas, el sistema eléctrico pierde del orden de 900 MW, lo que equivale al 9% de la demanda máxima diaria. “Esta variabilidad aumentará en los próximos tres años, debido a que se tiene prevista la puesta en operación de 3.000 MW de nuevas centrales eólicas. Por lo tanto, el manejo de la variabilidad de la generación eólica se tornará más importante para los próximos años”, dice Morales.

Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadoras, gremio que agrupa a productores eléctrico, dice que si bien el sistema eléctrico californiano tiene importantes diferencias con el chileno, y los efectos del cambio climático serán diferentes a lo ancho del planeta, Chile es particularmente vulnerable y eso requiere un proceso robusto y ambicioso de adaptación y ante eso, precisa, la descarbonización debe ser estructural, con avances en múltiples dimensiones, como el retiro de centrales a carbón, la integración de fuentes renovables, y una mayor electrificación de consumos basados en fósiles. “Todas estas medidas constituyen desafíos técnicos que requieren una actualización regulatoria, que sea capaz de ser predecible para continuar atrayendo las inversiones requeridas para la transición, y lograr un sistema eléctrico lo suficientemente flexible y resiliente, para responder a las necesidades operativas que exijan, por ejemplo, eventos extremos como los ocurridos en California.

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The measure affected 10% of the state’s population and was due to the impossibility of the system to meet peak demand with renewable generation alone, due to the early retirement of conventional backup capacity. Some saw in this episode a preview of what could happen in Chile in a few years.

+Jéssica Esturillo O.

Source: El Mercurio

In mid-August, the state of California had four days to forget. In addition to concerns about wildfires, which each year ravage this area of the United States with greater force, this year there were mobility restrictions due to the pandemic and a heat wave that in some areas raised the thermometers to 39°C (102°F). This cocktail caused electricity demand to rise so much that, although it did not break records, it caused the electricity system to collapse, as it was unable to cover peak consumption. The result? Scheduled supply cuts between Friday 14 and Monday 17 affected about 10% of the state’s population, that is, 3.3 million people out of a total of about 39 million.

The last time California had to apply such an extreme measure was 20 years ago, due to the energy price manipulation scandal that led to the Enron case. This time the outages angered local authorities who demanded investigations, and led to various accusations between the energy companies, the system operator and legislators.

Óscar Morales, project leader of the consulting firm Systep , explains that preliminary analyses show that the rationing in California had both structural and circumstantial causes. Among the former is the retirement of around 5,000 MW of natural gas units in the last three years, as part of the transition process towards a matrix with lower emissions, while among the conjunctural reasons are the forest fires and the reduction of electricity imports from neighboring states, also affected by high temperatures.

In practice, what happened is that peak electricity consumption occurred during the afternoon hours when renewable generation begins to decline. This, added to the retirement of conventional units, including one of the two nuclear power plants that supply the state (the second one will begin to close in 2024), meant that there was not enough energy, which also drove up the wholesale price of energy, which on Saturday, August 15, reached more than US$ 3,800 per MWh, a hundred times the usual price.

Experts agree that the problem in California is not the incorporation and future predominance of renewable generation, but that this decarbonization process has not occurred in conjunction with other technological, regulatory and market modifications. “California has been a global benchmark for two decades for good and bad news in energy matters, and to see what happened a few days ago is to see what could happen in Chile in ten years or less, if we do not take the proper precautions in decarbonization,” says Daniel Salazar, managing partner of the consulting firm EnergiE.

The also former executive director of the National Electric Coordinator (CEN), the entity that operates the local electric system, adds that while California has reached the extreme of rationing, Chile is discussing a bill that would force the closure of all coal-fired power plants by 2025. “How can we fail to see the risk we run by rushing a process that requires time that cannot be brief and that is already more accelerated than the original schedule. Decarbonization is much more than an itinerary with dates, it is a process that requires driving and that has not been there, we have only been filled with announcements that are presented for the maximalist positions that we see in Congress”, assures Salazar.

Morales agrees and comments that any regulatory process involving a significant modification of the generation park must be supported by technical, economic, environmental and social analyses that are currently being studied by CEN. “It must be determined whether the generation park, after retiring units, is capable of meeting the variations in solar and wind generation, as well as whether it could supply the demand in the event of temporary situations,” he says.

Systep’s data show that when the wind stops blowing and solar intensity drops, in a period of no more than four hours, the electricity system loses around 900 MW, equivalent to 9% of the maximum daily demand. “This variability will increase in the next three years, due to the planned commissioning of 3,000 MW of new wind power plants. Therefore, managing the variability of wind generation will become more important in the coming years,” says Morales.

Claudio Seebach, executive president of Generadoras, an association that groups electricity producers, says that although the Californian electricity system has important differences with the Chilean one, and the effects of climate change will be different across the planet, Chile is particularly vulnerable and this requires a robust and ambitious process of adaptation and therefore, he specifies, decarbonization must be structural, with advances in multiple dimensions, such as the retirement of coal-fired plants, the integration of renewable sources, and greater electrification of fossil-based consumption. “All these measures constitute technical challenges that require a regulatory update that is able to be predictable in order to continue to attract the investments required for the transition, and to achieve an electricity system that is flexible and resilient enough to respond to the operational needs required, for example, by extreme events such as those that occurred in California.