ENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES APORTAN UN RÉCORD DE 35% DE LA GENERACIÓN TOTAL DEL PAÍS

Expertos destacan que el actual escenario del sector va en línea con el proceso de descarbonización. Preocupan, sin embargo, los “vertimientos” de energía que no se alcanza a usar por falta de infraestructura.

La generación a partir de centrales renovables no convencionales (ERNC) está rompiendo todos los récords, así lo demuestran las cifras del Coordinador Eléctrico Nacional, desde donde se detalla que por ejemplo, en lo que va del año este tipo de tecnologías representan un 35% de la producción total, mientras que en 2021, el indicador a esta  fecha llegaba al 26%.

La principal razón es la fuerte entrada de nuevos proyectos a funcionamiento, tanto solares como eólicos, cuya participación total en el sistema creció más de un 50% respecto al último ejercicio, y es que en 2021 se vio una explosiva entrada de iniciativas de este tipo. También ha influido en el indicador el crecimiento de la demanda energética del país, que se ha incrementado en un 4,7%.

Según las cifras de Acera, gremio que reúne a las empresas renovables, el 2021 terminó con cerca de 11.400 MW de potencia ERNC instalada, representando un aumento de casi el 55% con respecto a la capacidad instalada con que terminó el 2020. Con respecto a la energía eléctrica generada, un 27% provino de fuentes ERNC eléctrica, superando ampliamente el 22% del 2020

“Dentro de los factores que han impulsado este avance, se encuentra el desarrollo de una gran cantidad de proyectos para hacer frente a los desafíos que nos impone la transición energética y el compromiso de retiro del carbón, que al 2025 debería tener un 65% de esta tecnología fuera de operación”, explica la directora ejecutiva de Acera, Ana Lía Rojas.

El fundador de la consultora SPEC, Carlos Suazo, añade que, según información del Coordinador Eléctrico Nacional, este año se observará un aumento de la capacidad instalada fotovoltaica en cerca de 4.400 MW y de 1.400 MW eólicos. “Esto sin duda llevará al Sistema Eléctrico Nacional a niveles de penetración altísimos de energía renovable no convencional. En la medida que exista un nivel de flexibilidad operacional suficiente para enfrentar esta expansión, superaremos penetraciones instantáneas del 60% observadas durante 2021”.

Con todo, desde Acera prevén que la potencia total instalada ERNC hacia final de año se ubique entre 13.000 MW y 14.500 MW, pudiendo representar entre un 35% y 40% de la generación de energía eléctrica. “Este es un escenario que era inimaginable hace 10 o 5 años atrás, pero la competitividad de costos, el compromiso de la descarbonización del sector y las demanda por una matriz limpia desde el punto de vista social y de nuestros compromisos internacionales en materia de cambio climático, contribuyen a explicar esta cifra”, añade Rojas.

Sin embargo, una cifra que preocupa es el explosivo crecimiento del vertimiento de energía renovable, producto de las dificultades que existen para el transporte de la producción ante la falta de líneas de transmisión que conecten a los grandes centros de consumo. De esta manera, en lo que va del año no se han podido utilizar hasta 290 GWh de energía eólica y solar, cifra que es muy superior a lo visto en todo 2019 y 2020, y que significa que hasta un 8% de esta producción no se ha podido utilizar.

Debemos buscar soluciones para pensar en cómo utilizar de mejor manera los recursos existentes a lo largo de todo el día. Una vía efectiva sería mejorar los mercados de servicios complementarios y almacenamiento para entregarle mayor flexibilidad al sistema y poder mover la sobreoferta renovable a horarios donde aumenta la demanda. Otra, es incentivar la participación de la demanda de forma activa y para ello es clave avanzar en portabilidad”, agrega el Coordinador de Área de Riesgo y Regulación de Ecom Energía, Alejandro Ramírez.

Por su parte, Carlos Suazo, explica que existen soluciones de corto y mediano plazo. Las de corto están asociadas a medidas operacionales del sistema y a mayor inteligencia en las redes de transmisión, mientras que las de mediano  plazo están orientadas a perfeccionamiento de la regulación y la incorporación de nueva infraestructura.

“La gestión del agua será un aspecto fundamental no solo para enfrentar el desafío del vertimiento, sino también para gestionar el riesgo asociado al suministro eléctrico durante el próximo invierno. Actualmente, el Coordinador está operando los embalses a su nivel mínimo de producción para dar cumplimiento a los convenios de riego vigentes con regantes de las distintas cuencas. Otras medidas apuntan a establecer límites dinámicos en tramos críticos del sistema de transmisión, que dependan de condiciones climáticas específicas (temperatura, ventilación, entre otros)”, asegura Suazo.

Desde Acera advierten que no se puede esperar la entrada de la línea de transmisión Kimal-Lo Aguirre, esperada en el mejor de los casos al 2028, como única solución. En el corto plazo, apuntan a que es fundamental hacer un mejor uso del sistema de transmisión, para lo que se debe evaluar la incorporación de almacenamiento, tanto de activos “stand alone”, adosados a centrales de generación, como de activos de transmisión.

“Igualmente, para los años inmediatos, la implementación de tecnologías de control avanzado como esquemas de desconexión o reducción automática de generación, EDAG o ERAG, con el propósito de permitir una mayor posibilidad de distribución y flujos de energía por las redes que se vean congestionadas, toda vez que se resguarda la confiabilidad del sistema.

Pero, indudablemente, hacer un ajuste en los criterios de la operación del mercado eléctrico para gestionar y disminuir los vertimientos que se empiezan a proyectar como relevantes para los próximos años es crucial”, sostiene Rojas.