El ´boom´ renovable en Chile ha convertido al país en referente mundial de la transición energética. Según datos de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), en 2022 las energías renovables no convencionales (ERNC) alcanzaron un 33% de participación en la generación de energía eléctrica, aumentando 6 puntos porcentuales con respecto al año anterior.

Y aunque el panorama ha sido un imán para que los inversionistas extranjeros apuesten por la presencia local en el país del Cono Sur, el crecimiento acelerado de las energías limpias en la región se ha visto afectado por uno de los problemas más notables según los expertos de la industria, el de la transmisión.

Review Energy habló con Eduardo Andrade, secretario ejecutivo de la Asociación Chilena de Comercializadoras de Energía (ACEN), para conocer por qué las líneas de transmisión en un país como Chile necesitan una modificación profunda para poder responder de manera adecuada a la expansión renovable.

Review Energy (R.E.): ¿Por qué Chile asume como uno de sus mayores problemas el de la transmisión? ¿Desde cuándo empezó a cobrar importancia?

Eduardo Andrade (E.A.): El desarrollo de los sistemas de transmisión en Chile ha transitado por una ruta muy compleja desde que se desintegró la industria eléctrica en el país hace más de cuarenta años. Si bien en las primeras décadas los problemas estaban radicados en cómo remunerarla, con la aparición y aplicación cada vez más estricta de normativas medioambientales, la construcción de líneas de alta tensión demanda lapsos de tiempos cada vez más extensos, pudiendo en la actualidad alcanzar, e incluso superar, una década el plazo desde que se establece la necesidad de una nueva línea hasta que ésta entra en operaciones.

Si ese plazo se compara con el período que requiere el planeamiento y construcción de una central en base a fuentes renovables, que puede alcanzar cinco años, se observa que se requiere una gran capacidad de anticipación para poder responder adecuadamente a los requerimientos de las nuevas centrales generadoras. Esa anticipación no se ha logrado, teniendo como consecuencia que desde comienzos de la actual década se hayan comenzado a evidenciar los problemas de una capacidad de transmisión muy ajustada que ha implicado que existan períodos de alta congestión, especialmente en la transmisión desde las zonas donde existe alta penetración de generación renovable.

R.E.: ¿Qué cambios normativos deben ser urgentes para apaciguar los problemas de transmisión en el país?

E.A.: Las evaluaciones ambientales de las líneas de transmisión en un país como Chile, que debe desarrollar su sistema en una geografía bastante peculiar, serán cada vez más complejas y requerirán, por lo tanto, de plazos cada vez más extensos. Están en estudios propuestas de mejoramiento de la normativa que probablemente ayudarán a acortar alguno de los plazos involucrados, ya sea durante la etapa de planificación o para la construcción de las obras.

Sin embargo, dada las restricciones que impone el tema medioambiental, será necesario que el Estado tome no sólo un rol activo en la identificación de las franjas por donde se instalarán las nuevas líneas, sino que también debería ser el gestor en la obtención de los permisos ambientales necesarios para la construcción de las líneas.

R.E.: Chile se ha fijado el objetivo de convertir el 70% de su consumo total de energía en energías renovables para 2030 y sus recursos naturales lo respaldan. Pero, ¿cómo deberá prepararse estructuralmente el país para llegar a esa meta?

E.A.: El objetivo actual de la política energética Chile es convertir el 70% de su consumo total de energía en energías renovables para 2030, lo que implica un desafío importante también para el sector eléctrico. Para su logro será necesario no sólo añadir nuevas fuentes de generación renovable, especialmente en zonas de baja congestión, a lo que debería sumarse la incorporación masiva de sistemas de almacenamiento y la reconversión de unidades de generación térmicas.

R.E.: ¿Cómo atajar a corto y mediano plazo los desafíos de vertimientos ERNC? ¿Es el almacenamiento la única salida?

E.A.: Considerando que existe una gran concentración de energías renovables en el norte del país, principalmente fotovoltaica, a lo que se agrega una gran cantidad de proyectos similares en desarrollo y construcción en la misma área, sólo la adición de una gran capacidad de trasmisión podría aliviar la congestión y, por lo tanto, disminuir los vertimientos. Esa capacidad adicional estará disponible para después del 2030, cuando entre en operaciones la primera línea en corriente continua del país, la que permitirá la transmisión de grandes bloques de energía hacia la zona centro del país.

En el intertanto, los sistemas de almacenamiento aparecen como la única alternativa, dado el corto tiempo que requiere su construcción y puesta en marcha. Sin embargo, no es razonable dimensionar los sistemas de transmisión para que no haya congestión ya que ello significaría tener líneas de transmisión ocupadas a su máxima capacidad por sólo un par de horas al día durante los meses de máxima irradiación (verano).

R.E.: En la actualidad, la legislación chilena no define la figura del comercializador de energía. ¿Qué precio ha tenido que pagar el país por ello?

E.A.: La irrupción de los comercializadores en la industria eléctrica chilena ha permitido reducir los costos finales para todos aquellos que tienen acceso al mercado libre de la energía, mayoritariamente pequeñas y medianas empresas, así como algunos grandes usuarios como hospitales o similares. Un reconocimiento formal del comercializador, tal como se planteó algunos años atrás en una propuesta legislativa, habría regulado la figura del comercializador definiendo claramente los deberes y derechos de éstos, facilitando una competencia justa entre los diversos actores de la industria, además de permitir el acceso al mercado libre a decenas de miles de pequeñas y medianas industrias.

Ello claramente habría sido - y aún puede ser - un impulso importante a la economía del país por el efecto que tendría una reducción significativa en las cuentas del suministro eléctrico.

R.E.: Desde la participación de ACEN, ¿por qué proponen disminuir paulatinamente el límite de la potencia conectada hasta llegar a los 100 kW?

E.A.: La transición hacia un mercado libre debe realizarse con cautela, con el objeto de no sufrir las consecuencias de efectos que no se hayan advertido con antelación. Aunque los estudios que hemos realizado en ACEN muestran que incluso una disminución a 100 kW en el límite a la potencia conectada en un año no causaría distorsiones importantes en la forma en que actualmente están estructurados los contratos de abastecimiento de las empresas distribuidoras, las cuales verían emigrar una parte de sus clientes.

Adicionalmente, hoy estamos viendo una consolidación de la comercialización, donde ya se están observando renovaciones de los contratos de suministro y los usuarios finales siguen prefiriendo contratar con empresas comercializadores. Lo que resta es que el Gobierno avance en la liberalización del mercado y permita al universo de pymes y grandes consumidores tener la opción de ser libres para elegir.

R.E.: ¿Cuál será el futuro de las renovables en el país con la situación real actual?

E.A.: Durante muchos años la generación basada en fuentes intermitentes (eólica y fotovoltaica) usufructuaron de las ventajas de estar incorporándose a un sistema eléctrico en funcionamiento, limitándose a aportar sólo energía dejando que el resto del sistema entregara los restantes elementos necesarios para el funcionamiento de un sistema eléctrico (control de frecuencia, potencia de suficiencia, inercia, etc.), que son compensados a quienes los entregan, vía pagos laterales.

Dados los objetivos de descarbonización de la matriz energética que tiene el país, será necesario seguir incorporando generación eólica y fotovoltaica, la cual tendrá que hacerse cargo de los costos que significará su incorporación en un sistema que ya no tiene holguras.