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En Chile se desperdicia energía verde por falta de planificación
Diario La Segunda, jueves 27 de octubre, 2022
Líneas de transmisión, el principal zapato chino. Sólo con lo desaprovechado de energía solar, podría iluminarse todo el año a una ciudad de 160 mil personas.
Hoy, el 60% de la capacidad instalada de energía del país es verde. Es más, ayer el Ministerio de Energía anunció que por primera vez las energías solar y eólica superaron al carbón en generación eléctrica en un periodo de 12 meses.
Sin embargo, la incapacidad de llegar con la electricidad generada en las plantas a los centros de consumo se traduce en que parte de ella se pierda (técnicamente, se reduce la producción en las centrales). Según cálculos del consultor y exdirector ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera) Carlos Finat, a septiembre de este año hay 770 GWh de energía que pudo ser producida. Si se pudiera valorizar esa pérdida de acuerdo al precio spot, llegaría a US$54 millones con un valor de referencia de US$ 70 el megawatt/hora.
Es normal que matrices energéticas con energía verde tengan que recortar en ciertos momentos su producción, pero cuando Chile se pone como meta descarbonizar la generación eléctrica al 2030-ya ni siquiera insistir en el 2025, como quería inicialmente Gabriel Boric cuando era candidato presidencial-, llama la atención que esto ocurra, y en forma creciente: los 770 GWh verdes sobrantes en lo que va del año, se comparan con los 146 GWh desperdiciados en el mismo período del año pasado.
¿Las razones? Se está ante esas historias “multicausales”, que mezclan un positivo shock de transmisión tecnológica, pero que el sistema de permisos no alcanza a procesar en términos adecuados. No muy distinto a lo que ocurre en otros sectores económicos, con un agravante: en la década pasada, el Estado -en un proyecto de ley iniciado en 2014 y promulgado en 2016- se dejó para sí la labor de planificar el sistema de transmisión, pues “se requiere contar con una visión estratégica de largo plazo”, que entre otros objetivos permita “desarrollar obras con holgura, en sintonía con la visión de largo plazo”, como sostenía prometedoramente el mensaje del proyecto.
Seis años después, el consenso de los actores eléctricos es que el principal cuello de botella del país es el sistema de transmisión, que no alcanza para trasladar la electricidad desde donde se genera hasta donde se encuentra el consumo.
VIENEN 73 PROYECTOS MÁS
La realidad está superando toda previsión. Cuando se aprobó la ley que entregó al Estado la planificación del sistema de transmisión, la generación con energías renovables sumaba 3.210 MW de potencia, mientras que este año - según números de Acera- totaliza 13.405 MW.
Según la asociación de Generadores de Chile, hoy se construyen otros 73 proyectos de energía renovable por más de US$ 5.000 millones, lo que implica una mayor presión para la transmisión.
“Necesitamos una red mejor gestionada y que sea capaz de transportar mayor energía, porque esa energía viene de lugares donde se instalan las plantas de generación y son lugares donde antes no estábamos”, comenta el presidente de Generadoras de Chile, Claudio Seebach, quien remarca que hoy el 100% de las inversiones del sector son renovables.
Finat, quien hizo los cálculos con que se inicia este artículo, coincide en que “se requiere más almacenamiento y desarrollo del sistema de transmisión, carretera que transporta la energía”.
Acera también tiene sus cálculos y hablan de que la pérdida aumentó. Según datos del Coordinador Eléctrico, hasta el 20 de octubre del 2022 la energía vertida llegó a los 921,29 GWh. Desde la unidad de estudios del gremio, estiman que esta cifra es equivalente al consumo eléctrico de 316.000 hogares y al 7% de la demanda residencial. Además, la pérdida de esta energía verde en lo que va del año hubiese permitido evitar 681.755 toneladas de emisiones de CO2. También es comparable a la generación que tendría una central carbonera de 160 MW en un año y al 71% de la generación diésel del 2022.
EL CUELLO DE BOTELLA
El fenómeno también ha generado problemas a las empresas. A fines de septiembre, la generadora María Elena Solar informó al Coordinador Eléctrico que debía abandonar su contrato de suministro y que sus deudas se pagarían con la boleta de garantía de ese contrato. Pocos días después, fue Ibereólica Cabo Los Leones II, que reportó el mismo problema.
“Las dificultades que enfrentan las ERNC hoy tienen relación con la congestión de las líneas de transmisión en algunos tramos, principalmente al norte, debido a la alta capacidad que se ha instalado en centrales solares fotovoltaicas, y a los elevados plazos que se requieren para desarrollar nuevas líneas de transmisión, lo cual reduce los costos marginales en su área de instalación y afecta retornos”, explica la ex ministra de Energía Susana Jiménez.
En simple: el norte tiene excedentes de energía, pero que no pueden trasladarse a la zona central, porque las redes de transmisión están copadas.
Según los especialistas, para evitar la pérdida de energía, una de las claves es la Ley de Almacenamiento que fue aprobada este miércoles en el Congreso (ver entrevista más abajo). Pero en el Ministerio de Energía saben que el proyecto que permite guardar este recurso es solo una parte de la solución, ya que a la fecha se necesitan 4 mil kilómetros de líneas de transmisión adicional para lograr la carboneutralidad y reducir las pérdidas de producción.
“El problema de la transmisión, es que se demora mucho más tiempo en construir que lo que se demora en construir una planta solar. Salen plantas solares y plantas eólicas, que se demoran un par de años en tenerlas armadas, se demoran muy poco tiempo en tenerlas construidas. Mientras las líneas de transmisión tardan mucho más tiempo. Ahí no hay un match”, comenta Javier Tapia, presidente del gremio de Transmisoras.
La línea más reciente, llamada Cardones-Polpaico, ingresó a tramitación ambiental el 6 de marzo del 2014 y solo pudo ser inaugurada en junio del 2019, cinco años después y con una inversión superior a los US$1.000 millones. Este tendido que une las regiones de Atacama y la Región Metropolitana, además lidió con la oposición de parte de la comunidad de Zapallar y enfrentó los cuestionamientos y arremetidas judiciales del presidente de Carozzi, Gonzalo Bofill, cuyo campo se encuentra en la zona del trazado y del exsenador Guido Girardi, que participó en el proceso de participación ciudadana de la línea.
“El principal problema, y no solo en Chile, es la oposición a estos proyectos. Si la energía se pudiera transportar por wifi, sería lo ideal, pero por lo pronto se necesitan líneas, de lo contrario seguiremos con el carbón”, comenta Juan Carlos Jobet, ex ministro de Energía.
Si bien las empresas creen que las comunidades tienen el derecho a expresarse, piden que exista certeza jurídica a la hora de desplegar las inversiones en torres. Así se podrán concretar con mayor plenitud.
“Es necesario un plan de expansión más dinámico, ágil y flexible, que permita la definición de obras de transmisión con unos plazos más acotados”, dice el gerente general de Enel Chile, Fabrizio Barderi.
En la misma línea, el gerente de Asuntos Corporativos de Engie Chile, Pablo Villarino, es optimista. Comenta que la transición energética no requiere de cambios fundacionales del sector, “no es en ningún caso partir de cero, pero sí se necesita de certeza regulatoria” y de paso implementar la ley que crea el nuevo mecanismo de estabilización de tarifas.
Tras la construcción de Cardones-Polpaico, la industria y el Gobierno esperan la concreción de otra línea llamada Kimal-Lo Aguirre, que tiene un trazado mucho más extenso pues unirá las regiones de Antofagasta y Metropolitana en 1.500 kilómetros y que podría costar unos US$2.000 millones. Lo complejo es cuándo entrará en operación.
Para la gerente general de Energética Consultores, María Isabel González, sumando la tramitación ambiental y todos los procesos de permisos, la nueva línea “debiera demorar 7 a 8 años y esperemos que quede copada en cuanto entre en operación”.
Por eso, en el sector creen que se debe caminar con “señales regulatorias que permitan avanzar más rápido en aumentar la flexibilidad del sistema eléctrico, minimizando así los vertimientos y desacoples de precio, junto con la aprobación y construcción de nuevas líneas de transmisión, incluyendo la futura línea de corriente continua Kimal-Lo Aguirre”, apunta el CEO de Colbún, José Ignacio Escobar.
En paralelo a esta línea se está desarrollando un plan de expansión decretado por la autoridad, que considera una serie de obras para robustecer el sistema y conectar energías renovables. Según el último informe técnico de la Comisión Nacional de Energía (CNE), en el caso del Sistema de Transmisión Nacional, el plan 2020 presenta 17 obras de expansión, con una inversión de US$489 millones.
Una última derivada de la pérdida de energía, según expertos, es que se puede retrasar la salida de las centrales a carbón y afectar la implementación de la agenda de hidrógeno verde, donde muchas empresas han invertido cuantiosos recursos.
“Por eso es necesario mecanismos claros para la tramitación de estas iniciativas”, comenta María de la Paz Cruz, gerenta del gremio sectorial H2 Chile.
