La necesidad de contar con mayor capacidad de respaldo que permita responder con flexibilidad a su intermitencia, será una de las consecuencias de la creciente participación de las energías renovables no convencionales (ERNC), en particular la eólica, en la matriz de generación del país.
En la Comisión Nacional de Energía (CNE) calculan que a partir de 2021 sobre el 22% de la capacidad instalada del sistema eléctrico será de ese tipo, a esas alturas con el SIC y el SING ya integrados y considerando sólo la capacidad existente y la que está en construcción, no aquella que fue comprometida en la reciente licitación eléctrica.
Y dado que la proyección de bajos precios de la energía complica por ahora la integración de nuevas unidades hidroeléctricas de embalse y en base a gas natural, que son las más eficientes para dar ese sustento y mantener la seguridad en el sistema, las generadoras que tienen centrales de este tipo están aprovechando la oportunidad que ofrece este mercado secundario y así lo han hecho ver operadores como Endesa Chile, que en el marco de su proceso de búsqueda de eficiencias tiene previsto mejoras a su parque térmico.
Sin embargo, en este proceso Colbún se adelantó y para ello modernizará uno de sus activos emblemáticos: la central Nehuenco, específicamente la unidad 1 la más antigua del complejo ubicado en la Región de Valparaíso, que comenzó a operar en 1999 y que cuenta con otras dos centrales que funcionan desde 2002 y 2003.
En la solicitud de pertinencia que la eléctrica controlada por el grupo Matte ingresó a evaluación se explica que tras más de 16 años de operación se hace necesario modernizar esta central.
"A través de esta renovación de equipos buscamos modernizar la unidad Nehuenco 1 a fin de mantener su continuidad operacional y adaptarla a las futuras condiciones del mercado", explicaron en Colbún, donde declinaron informar la inversión asociada a este proyecto.
Respecto de este último punto, en el texto precisan que los equipos renovados podrán ciclar, esto es, bajar y subir potencia en forma rápida (incluyendo la detención y la pronta partida), lo que permitirá a esa máquina "ajustar de mejor manera su operación a las necesidades actuales y futuras del Sistema Interconectado Central (SIC), facilitando su complementación con la intermitencia de las centrales de generación de energías renovables no convencionales".
En el documento se precisa además, que el cambio de la turbina de combustión y la caldera recuperadora de calor, que son las piezas principales de la unidad, la central tendrá una capacidad máxima de 431 MW, mayor que los 370 MW que ésta tiene autorizados, razón por la que Siemenes el proveedor intervendrá de fábrica los equipos para que no superen ese límite permitido. L
a eficiencia en el consumo de combustible, menor consumo de agua y la reducción de algunas de las emisiones de la unidad son otras de las mejoras que Colbún asocia a este proceso.
Mucho viento
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 buscando renovar sus contratos, era de lo poco que se daba por seguro en la reciente licitación eléctrica.
Sin embargo, los hechos sorprendieron prácticamente a todos, porque sólo un supuesto se cumplió que Endesa Chile se quedó casi con la mitad de la energía disponible. 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.
En base a datos de Systep, el 56% de los proyectos adjudicados en las tres últimas licitaciones eléctricas corresponde a energía eólica (2.877 MW de un total de 5.097 MW). Esta mayor penetración que tendrán las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), particularmente en base a viento, más difícil de pronosticar por su intermitencia, vino a plantear un desafío adicional a la autoridad, que a juicio de la industria ahora tiene varios frentes que no puede descuidar y en los que tiene que avanzar para evitar "lomos de toro" técnicos y económicos que a partir de la próxima década podrían amenazar la seguridad del sistema eléctrico.
"No cabe duda que las licitaciones recientes han sido exitosas en diferentes dimensiones. No obstante, como las cosas son dinámicas, también van emergiendo algunos nuevos desafíos", comenta Jorge Moreno, socio de la consultora Inodú.
¿Quién paga el respaldo?
Que haya operadores dispuestos a invertir en generación eficiente que opere intermitentemente para respaldar a las ERNC supone una cirugía mayor en el mercado eléctrico. Esto porque a la remuneración actual (energía y potencia) debe sumarse esta prestación como un tercer pago.
"En Europa y otros países hay incentivos económicos para flexibilizar las plantas y vender al mercado servicios como el ajuste más rápido a la demanda, comparado con otras centrales, y por lo tanto ganar más en los llamados servicios de red, que ayudan a ajustar el despacho. En Europa la energía de base es abastecida por unidades renovables y las plantas térmicas tienen un rol de flexibilización o respaldo. En Chile esto es posible, se pueden hacer esas inversiones, pero para avanzar y que éstas sean realmente rentables se necesita un incentivo, como el mercado intradiario, que hoy no existe", explicó recientemente Luca D'Agnese, gerente general de Enersis Américas.
Este cambio ayudará al proceso de renovación de centrales que firmas como Colbún están tramitando y que Endesa Chile tiene entre sus planes.
Sin embargo, algunos en la industria son escépticos respecto de la creación de ese mercado secundario, en la CNE explican que los denominados Servicios Complementarios son parte del reglamento sobre coordinación y operación del sistema eléctrico, uno de los siete derivados de la Ley de Transmisión.
Sobre la misma, eso sí, aclaran que las definiciones quedarán en manos de la CNE y se realizarán a través de resoluciones exentas. Tal como sucedió con la transmisión, al menos una parte de estos servicios será pagado por la demanda, es decir, los clientes a partir de una valorización según mecanismos de mercado. En este sentido, dicen el secretario ejecutivo de la CNE, Andrés Romero, distinguirán entre servicios complementarios asociados a infraestructura que se instale y recursos técnicos, como la regulación de tensión que no necesariamente requiere nuevas inversiones, sino la operación específica de algunas instalaciones.
"Los servicios asociados a infraestructura serán remunerados con un cargo único financiado por los usuarios finales, mientras que los costos asociados a la prestación de servicios mediante recursos técnicos disponibles, serán de cargo de las generadoras que realicen retiros desde el sistema, sean ERNC o convencionales", precisa Romero.
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 algunas de las comercializadoras de GNL que buscaron una oportunidad, pues en un escenario de sobreoferta colocar su gas es clave, por eso desarrollaron o se involucraron en proyectos de generación que tienen una concepción tecnológica distinta, orientada a responder a la variabilidad de las ERNC.
Ante la casi nula posibilidad de construir centrales hidroeléctricas de embalse, el gas natural se alza casi como el único capaz de dar ese respaldo en forma eficiente.
Por eso –dicen en la industria- se hace prioritario aumentar el 20,6% que este combustible ocupa en la matriz y para ello la autoridad debería adaptar las licitaciones, aunque algunos abogados estiman que la normativa no permitiría una subasta dirigida a un tipo específico de generación.
"En seis años las centrales de ciclo combinado actuales, tendrán unos 25 años de operación. Son unidades pensadas para operar en base y forzarlas para cubrir a las ERNC, incrementa su desgaste, les resta desempeño y eleva su probabilidad de falla", advierte un ejecutivo.
La intención que ha manifestado el ministro de Energía, Máximo Pacheco, de seguir bajando los precios en las próximas licitaciones generó preocupación en la industria, pues estiman que los volúmenes anunciados (3.800 GWh, 7.200 GWh y 8.900GWh) serían ideales para equilibrar con gas la mayor penetración de ERNC.
En la CNE dicen que la ley fija que las licitaciones son instrumentos de política energética que sirve a objetivos de eficiencia económica, competencia, seguridad y diversificación en los sistemas eléctricos.
"Alguno de estos objetivos podría eventualmente justificar que la licitación favorezca alguna tecnología en particular", asegura Romero, quien advierte que las subastas deberán cumplir con los principios de no discriminación arbitraria y de transparencia.
Sin embargo agrega que "resta continuar analizando la implicancia en el sistema eléctrico de los nuevos proyectos comprometidos, que respaldan las distintas ofertas de suministro adjudicadas. En caso que se observen señales que ameriten privilegiar otros de los objetivos en las futuras licitaciones, las bases de licitación respectivas incorporarán los cambios necesarios", dice.
¿Hay energía suficiente?
Otra interrogante que requerirá respuesta de la autoridad es la holgura del sistema. Se trata del stock de potencia, entendida como la energía que está disponible -lo más cerca del 100% del tiempo- y que hoy bordea el 40%, es decir, el sistema usa habitualmente el 60% del parque existente y el resto queda disponible para responder a peaks de demanda o episodios puntuales.
El tema es delicado advierten especialistas, porque se debe evitar casos extremos como el argentino, donde la holgura es sólo del 10%, lo que explica sus sucesivos apagones, o situaciones contrarias como la de Perú, donde la sobrecapacidad es de 70%, lo que explicaría el interés de ese país por integrarse con Chile y exportar esos excedentes.
Jorge Moreno, pone sobre la mesa la presión que la mayor presencia de ERNC pone sobre los sistemas de transmisión. Advierte que la unión del SING y el SIC, así como la millonaria inversión de refuerzo de la segunda red que está en desarrollo, podrían no ser suficientes cuando las centrales ERNC adjudicadas en las últimas licitaciones entren en funcionamiento.
"El desafío asociado a las congestiones de transmisión y vertimiento a renovables debería continuar en algunos sectores", advierte el consultor.
Como ejemplo cita la situación del estado de Texas, en Estados Unidos, donde una inversión de US$ 8.000 millones (siete veces más de lo que representa la construcción de la línea Cardones-Polpaico) para una nueva red para transportar energía eólica a poco de entrar en operación está al borde de la congestión.
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