El resultado de la licitación de suministro, la tercera de mayor volumen en los diez años de aplicación de este mecanismo, plantea una serie de nuevos desafíos.
El principal es que considerando que cerca de la mitad de la energía ofrecida fue adjudicada a proyectos eólicos, se hace más necesario adaptar el sistema eléctrico para que pueda responder en forma eficiente y segura a este mayor peso de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) en la matriz de generación del país.
Según cálculos de la Comisión Nacional de Energía, al 2021, cuando se comiencen a servir los contratos entregados ayer, estas fuentes representarán del orden del 15% del parque eléctrico y dada la característica de intermitencia o variablidad que tienen este tipo de unidades, en particular las eólicas, se hace necesario contar con respaldo que pueda entrar en operación cuando el viento no está disponible.
“El desafío futuro es tecnológico, para que la incorporación adecuada de estas tecnologías a la matriz eléctrica y que ésta sea capaz de responder de manera segura, económica y adecuada, sacándole el mejor provecho posible a las fuentes renovables no gestionables, lo que requerirá por un lado el desarrollo de hidroelectricidad de embalse que regule, como hace poco permitió a Portugal operar con full renovables, y también tecnología térmica adecuada, pero reconociendo el costo que brindar ese respaldo implica”, explica el vicepresidente ejecutivo de la Asociación de Generadoras, Claudio Seebach.
En la industria comentan que dado que socialmente se ha vuelto inaceptable la construcción de centrales de embalse, como lo han reconocido grandes actores de la industria, que incluso optaron por cambiar sus planes de desarrollo, la opción que gana peso son las centrales en base a gas natural.
Sin embargo, este objetivo no se logra en forma eficiente con las centrales que están disponibles a nivel local, pues éstas fueron pensadas para operar en base, es decir, en forma continua, razón por la cual detenerlas y activarla con frecuencia aumenta el desgaste de los quipos y eleva el riesgo de falla de las centrales, y con ello la seguridad y los costos de sistema.
La opción existe
Precisamente, servir como respaldo para centrales solares y eólicas es la apuesta que hicieron varios de los proyectos en base a GNL que quedaron en carrera en la licitación.
Se trata de tecnología más avanzada que la existente hoy en el país, que está considerada en las propuestas desarrolladas por ejemplo por IC Power y Andes LNG.
Peter Hatton, country manager de la primera firma, explicó que en el caso de su proyecto, una central de 540 MW de capacidad, contempla esta posibilidad de entrar y salir de operación en espacios cortos de tiempo sin afectar el desempeño de la unidad.
“Técnicamente es muy relevante que el gas natural esté en la matriz y con una buena participación, porque si no todo estos desarrollos eólicos y solares debilitan al sistema si no cuentan con el respalco apropiado en base a centrales a gas y no como las existentes, sino que como las nuevas, que son capaces de hacer esa modulación”, precisó el ejecutivo de la israelí.
Por su parte, Rudolf Araneda, ex ejecutivo de GasAtacama, que hoy a través del fondo Arroyo Energy está impulsando el proyecto Andes LNG, donde Shell, Mitsui MOL y Wärtsila tienen comprometida su participación, comenta que se trata de turbinas y motores en base a gas que pueden funcionar con mínimos más bajos sin arriesgar los equipos, advierte que para que este tipo de servicios de respaldo sean viables económicamente, se requiere que reciban una remuneración acorde a este tipo de prestaciones.
Precisamente, la creación de este mercado secundario, contemplado en la nueva Ley de Transmisión, es una tarea que aún está pendiente y se alza como el gran desafío que la autoridad tiene por delante.
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