Un testigo privilegiado de la evolución del sector eléctrico y del organismo que supervisa el sistema ha sido Ernesto Huber. El ingeniero civil electricista ingresó en 1999 al Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central (CDECSIC) -conformado ese año como entidad independiente de las empresas- y desde 2017 se ha desempeñado como gerente de Operación del Coordinador Eléctrico. En este último asumió hace un mes un nuevo desafío: la dirección ejecutiva. Esto, en los meses que serían más críticos en medio de la estrechez energética que vive el sistema, en el cual está vigente un decreto preventivo de racionamiento.
Si bien el escenario se visualizaba bastante más estrecho, asegura que hoy se está viendo una situación de mucho menos riesgo, aunque saben que se pueden presentar algunas contingencias producto -por ejemplo- del conflicto internacional que puede reducir los aportes de combustible importado, y de la condición hidrológica.
“Siempre pueden presentarse escenarios más catastróficos, pero hoy el sistema tiene elementos para atender situaciones de estrechez”.
Lo anterior, porque aunque las condiciones han mejorado tras las lluvias de abril, “no podemos bajar la guardia”. “Siempre tenemos que seguir monitoreando porque junto con las condiciones hidrológicas, se puede presentar alguna otra contingencia en el sistema”, advierte.
De todas formas, recalca: “En condiciones normales de operación, no vemos riesgo de racionamiento. Éstos se ven en los escenarios simulados más críticos, que muestran los estudios de seguridad de abastecimiento, los que consideran supuestos de fallas prolongadas de dos centrales 350 MW, junto con las peores condiciones hidrológicas, y problemas de logística de diésel”.
- ¿Persisten los riesgos, pero se descarta el racionamiento eléctrico?
- La situación de riesgo que veíamos a comienzos de este año se ha reducido bastante. Hay una mejora en la condición hidrológica y en los niveles de los embalses. No solo la energía afluente sino que también los niveles de los embalses han mejorado. También hemos visto fotos satelitales con mayor cobertura nival en relación al año pasado. La postergación del retiro de Bocamina II, la puesta en servicio de un refuerzo que se realizó en un tramo importante del sistema de transmisión entre la subestación Polpaico y Lo Aguirre que nos permite traer más energía desde la zona norte, son todas mejoras.
Sin embargo, cuando hacemos el estudio de seguridad, tenemos que modelar varios escenarios y particularmente tenemos uno bastante crítico, que tiene las condiciones hidrológicas más secas, falla de unidades importantes por períodos prolongados y restricciones en la logística de diésel. En esos escenarios hipotéticos todavía se ven ciertas condiciones de riesgo. Por eso es muy importante que las centrales que ocupan combustible diésel tengan sus estanques a su mayor capacidad. Hoy tenemos los estanques sobre el 70% y eso ha permitido hacer frente a situaciones particulares.
- ¿Aún no se puede descartar un racionamiento?
- En el estudio de seguridad del mes pasado, la energía fallada de este período, de estos meses más críticos de invierno, estaba en torno a los 80 GWh. A comienzos de año, la energía estaba en torno a los 500 o 600 GWh. Entonces, todas estas condiciones han reducido bastante esa energía fallada que uno ve en los estudios de escenarios críticos simulados. Nuestros análisis muestran que todavía hay situaciones de abastecimiento ajustado. Este mes vamos a volver a actualizar el estudio de seguridad para determinar si en los escenarios hipotéticos más críticos todavía aparece este riesgo.
- Hay ventajas que el año pasado no se tenían...
- Claro. En el escenario simulado más extremo, vemos ahí una pequeña cantidad de energía fallada, pero con la reserva operacional y con la reserva hídrica que tenemos hoy en los embalses, se pueden cubrir esos escenarios críticos. Siempre pueden presentarse escenarios más catastróficos, pero hoy el sistema tiene elementos para atender situaciones de estrechez. Con todos estos elementos y, fundamentalmente la reserva hídrica y la reserva operacional de los embalses, hoy tenemos más tranquilidad. No vemos riesgos de abastecimiento en condiciones normales de operación. En la zona sur, si llegaran a ocurrir problemas de logística de diésel como los que tuvimos en el verano, se resuelve postergando trabajos en el sistema de transmisión, así que, sin duda, el sistema eléctrico está en mucho mejor pie de lo que veíamos a comienzos de este año.
Salida de centrales
- ¿Ven necesidad de una nueva postergación en el retiro de las unidades 14 y 15 de la central térmica Tocopilla de Engie?
- Los estudios de seguridad de abastecimiento ya consideran el retiro de esas dos unidades. Por lo tanto, hoy no vemos que sea necesario postergar el retiro de esas unidades.
- Y en el caso de Bocamina II, ¿se podría cumplir esta vez su salida en septiembre?
- Con las condiciones que tenemos en el sistema hasta ahora, vemos que no sería necesaria una nueva postergación del retiro de la central Bocamina II.
- AES Andes pidió el retiro definitivo de Ventanas I. ¿Es posible desde el punto de vista de seguridad?
- Tampoco vemos impacto negativo en el abastecimiento del sistema. Hay una situación puntual que hicimos ver ahí en la zona de la Quinta Región costa, pero hoy la seguridad del abastecimiento de los consumos la estamos logrando con la central Ventanas II que todavía se mantiene en operación a la espera que se cumplan los trabajos de reforzamiento en la subestación Agua Santa. Esperamos que esa ampliación esté concluida hacia fines de este año.
- Al ser “habilitante” de la descarbonización, ¿el monitoreo a la línea Kimal-Lo Aguirre será más continuo en comparación a Cardones-Polpaico?
-Sin duda que se ganó mucha experiencia en lo que fue la conexión de Cardones-Polpaico y el retraso que hubo en el tramo sur. Tenemos un grupo de trabajo que ya ha tenido reuniones con el consorcio que construirá la línea Kimal-Lo Aguirre. Dicho consorcio está formado por equipos que tienen mucha experiencia, así que esperamos que esta línea esté en servicio en los plazos establecidos. Por supuesto siempre hay imponderables y puede haber atrasos, pero vamos a iniciar un trabajo con ellos, con un monitoreo muy cercano para evaluar el desarrollo del proyecto.
Los próximos pasos de la hoja de ruta
hacia una transición energética acelerada
Huber detalla que están esperando eventuales comentarios al documento y que también habrá encuentros para avanzar en este proceso.
Hace algunas semanas el Coordinador Eléctrico presentó el documento “Hoja de ruta para una transición energética acelerada”, cuyo objetivo es analizar escenarios y definir acciones para alcanzar una participación de energía renovable 100% a partir de 2030.
Tras la presentación, están esperando eventuales comentarios que pueda plantear la industria y se contempla una serie de pasos donde también habrá encuentros para avanzar en este proceso. Por ejemplo, dentro del ámbito de los servicios complementarios, indica que están esperando observaciones a un informe donde han incorporado la necesidad del concepto “fortaleza de la red”, pensando en que se debería tener tecnologías particularmente en la zona norte del sistema.
“Condensadores sincrónicos vemos que es una de las tecnologías que podría ser habilitante y, por lo tanto, ya hemos sumado en este informe la necesidad de incorporar esta tecnología en un proceso de licitación que como Coordinador deberíamos llevar adelante y ver de qué manera podríamos tener esta solución costo efectiva en servicio para el año 2025-2026. Ese es un primer paso muy relevante para transitar en esta hoja de ruta”, dice Ernesto Huber.
Destaca que los diagnósticos coinciden con lo que han presentado, así que ven “una muy buena oportunidad y disposición de la industria y de los gremios en general para participar en este proceso”.
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