Las restricciones que complican al creciente mercado de energías renovables
Por: F. González y G. Álvarez.
Pese a experimentar un gran desarrollo en los últimos años en el país, las compañías desarolladoras de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) aún enfrentan algunas complicaciones. Uno de los mayores problemas es que no pueden inyectar toda la energía que producen, lo que impacta en sus ganancias.
Este fenómeno se grafica en que durante todo 2015 las ERNC de fuente solar y eólica vertieron, es decir, dejaron de inyectar, 96,3 GWh en el Sistema Interconectado Central (SIC) -que abastece al 92% de la población y donde se genera más del 70% de la energía del país-, según datos del Centro de Despacho Económico de Carga de ese sistema (CDEC-SIC).
La cifra es superior a la demanda de energía de la Región de Los Ríos durante enero de este año, que alcanzó los 71,6 GWh y es levemente inferior al consumo de la Región de la Araucanía en el mismo mes (109,6 GWh).
Asimismo, si se considera que la demanda por energía en la Región Metropolitana fue de 1.678,3 GWh el primer mes de año, lo vertido por las ERNC en 2015 supera el consumo promedio diario de esa zona en dicho lapso (54,14 GWh).
La tendencia se ha mantenido en los primeros meses de 2016 y aquello está generado inquietud en la industria. De acuerdo al CDEC-SIC, en enero las ERNC de fuente eólica y solar vertieron 18,3 GWh y en febrero, 18,2 GWh.
Las razones
¿Qué factores explican esta tendencia? Según Andrés Salgado, director técnico ejecutivo del organismo coordinador del mayor sistema eléctrico del país, se debe a que “actualmente existen restricciones en el sistema de transmisión en la zona norte del SIC”.
Lo anterior, añadió, “impide en varias horas del día aprovechar toda la energía proveniente de los proyectos renovables, tanto eólicos como solares, dado que dicho sistema de transmisión no tiene la capacidad de evacuar toda esa energía hacia la zona central de Chile”.
Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energía Renovables (Acera), complementó que “una causa importante para el vertimiento, es la falta de flexibilidad de las centrales termoeléctricas a carbón que operan en la zona norte del SIC”.
Detalló que “se requiere que un número de ellas opere permanentemente debido a restricciones de seguridad, pero debido a las limitaciones informadas por su titular (mínimos técnicos para operar), ellas no pueden bajar su generación lo suficiente como para aprovechar la generación disponible de fuentes limpias eólicas y solares”.
El ejecutivo del gremio que agrupa a las ERNC agregó que esta situación tiene un impacto doble: “Por una parte, deprime el costo marginal al cual se pagan las inyecciones de energía durante el periodo en que existe vertimiento, pudiendo llegar éste a cero. Por otra, impide que las centrales renovables puedan inyectar toda la producción que podrían tener en las horas de vertimiento, ya que el CDEC-SIC debe limitarlas para no exceder las capacidades del sistema de transmisión”.
Fuentes del sector comentaron que la situación sería aún más difícil para las ERNC, si es que durante el 2015 el CDEC-SIC no hubiese liderado un proyecto de control automático que permitió aumentar las transferencias máximas desde la zona norte en 70%.
Con lo anterior, dijeron, se logró que en el año se pudieran aprovechar 116 GWh adicionales de energías renovables que no hubiese sido posible sin el proyecto.
¿Se puede frenar?
Pese a lo complejo que es el panorama, expertos creen que es posible ir solucionando este tema tanto en el corto como en el largo plazo.
“Consideramos que la puesta en servicio de la línea Polpaico Cardones (2×500 kV) resulta del todo necesaria, pues ayudaría a contar con energía renovable en el resto del SIC, menores precios, y materializar la futura interconexión del SING con el SIC”, afirmó Salgado.
Finat, en tanto, apuntó que en el corto plazo una medida a tomar es “extremar las exigencias para que las centrales convencionales puedan bajar su generación hasta los niveles que permite su tecnología y que corresponda a estándares internacionales”.
Sostuvo que “también es posible mejorar los automatismos del sistema, de manera que frente a situación de falla en que eventualmente se superen los límites de transferencia de energía que acepta sistema de transmisión, se puedan adoptar rápidamente medidas de mitigación con el fin de mantener la seguridad del suministro, sin limitar permanentemente la generación de las centrales eficientes”.
En este escenario, aseveró que, a su juicio, la solución en el largo plazo consiste en el desarrollo oportuno del sistema de transmisión, “de manera que cuente con las capacidades necesarias para admitir generación nueva”.
