Revista Nueva Minería

El líder del organismo indica que el sistema podría mantener la estrechez vista este año, e incluso profundizarse ante las complejidades para asegurar el suministro de combustibles como el gas y el diésel.

Para fines de marzo planean en el Coordinador Eléctrico Nacional trasladarse a sus nuevas instalaciones en el sector industrial de Enea, donde por estos días se realizan las últimas obras en un edificio de última generación. Pero esa no es la principal preocupación que tiene en estos momentos la entidad responsable de coordinar la operación del sistema eléctrico, liderada por Juan Carlos Olmedo desde la presidencia ejecutiva, ya que se espera que 2022 sea igual de desafiante que el año que termina. A esto se suman más complejidades, como la última cautelar dictada por el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC), que suspendió el uso de la norma de gas inflexible, complejizando aún más la operación del sistema.

—¿Cómo se comportó la demanda por energía en 2021?

“Hemos visto una recuperación, estamos con crecimientos a diciembre de un 5% respecto de 2020, año en que hubo -1% comparado con 2019, por lo que estamos un 6% arriba de los niveles prepandemia. En noviembre llegamos a 35,9% de generación renovable, y en el año vamos en 26,5%. En 2019, a nivel anual, fue 19,5%; en 2020, un 22,2%, y este año apuntamos a algo más de 26,5%, gracias al sol y el viento que están teniendo una escalada importante”.

—¿Se actuó a tiempo para enfrentar la estrechez del sistema?

“Absolutamente, porque hay que tener presente que el período de invierno es de incertidumbre, por lo tanto no podemos predecir los niveles de precipitaciones. Hasta cierta fecha, los volúmenes de afluentes iban subiendo; sin embargo, hubo una pérdida de precipitaciones imprevista e instantánea en junio, que provocó que los embalses vieran caer sus reservas, y entrar en una situación más compleja hacia julio, en circunstancias de que es uno de los meses más lluviosos”.

—¿Cómo están proyectando el funcionamiento del sistema el próximo año?

“En el Coordinador se trabajan escenarios múltiples para relevar los factores de riesgo, y lo que se ve es que la sequía se mantiene como un riesgo, al menos, hasta agosto, una vez que sepamos los niveles de precipitación que habrá el otro año, que no se pueden predecir hoy”.

“Si se diera un año seco, es esencial la generación térmica, y en el sistema hay bastante; entonces, en la medida que las empresas mantengan la disponibilidad en el marco de sus obligaciones, tenemos el suministro eléctrico asegurado, y en ese análisis extremo se ve que es importante la generación diésel, por lo que se requiere que los dueños de las plantas cumplan con sus obligaciones, sobre todo los que tienen menos despacho, que han recibido remuneración por potencia de suficiencia por años”.

—¿Cómo puede afectar la medida del TDLC en contra de la norma de gas inflexible?

“En Chile existen instituciones que tienen funciones y las decisiones que toman se respetan, y existen mecanismos para gestionar esas acciones, pero hay que destacar que en este período de transición energética, y en particular en esta situación de crisis de abastecimiento, con este mercado global bastante demandado, es esencial que Chile disponga de GNL suficiente para operar todas sus centrales de ciclo combinado; es importante que existan todos los incentivos para que los dueños de esas centrales tengan el combustible suficiente en cantidad y oportunidad, más aún cuando entre enero y abril nos enfrentamos con el invierno del hemisferio norte. Esta es la forma en que aseguramos el suministro eléctrico”.

—¿Comparten la apreciación respecto a una afectación a la libre competencia?

“No hemos estudiado el tema, pero la Unidad de Monitoreo de la Competencia, en sus últimos informes, ha analizado si la norma técnica de GNL afecta a la competencia, y sus resultados dicen que no hay afectación, lo que también manifestó la FNE. Todos los análisis que se han hecho indican que no hay afectación”.

—¿Qué evaluación hacen de la adjudicación de la línea Kimal – Lo Aguirre?

“El balance es muy positivo, fue un desafío bastante grande, puesto que es una nueva tecnología que se está incorporando, y es el resultado del trabajo de 21 meses, y los resultados han sido más que satisfactorios. El nivel de precio de la oferta recibida es muy competitivo y las empresas que integran el consorcio tienen gran experiencia en transmisión y en particular en la tecnología HDVC”.

—¿Les preocupan los riesgos de retrasos?

“Es un tema que hay que tener presente, pero por el nivel de las empresas que están ahí, tendrán que sacar las lecciones aprendidas del proceso de la línea Cardones Polpaico, y con un foco muy especial en generar nuevas formas de relacionarse con las comunidades y hacer las tramitaciones ambientales. Se necesita un nuevo esquema, porque estamos hablando de un proyecto emblemático para el país”.

—¿Qué desafíos ven para el nuevo gobierno en materia energética?

“Se debe continuar la senda de la transición energética hacia una matriz neutra en carbono, que tenga un foco en que el precio de la electricidad sea costoefectiva, de forma que las tarifas sean competitivas para la industria, el comercio y las personas. Para alcanzar la meta del 2050, hay que electrificar los consumos actuales, como el uso de parafina, GLP; va a tener que cambiar por electricidad, ya sea en forma directa o en hidrógeno en algún derivado, y lo importante es que tenga foco en las personas, con una transición justa, y ser muy cautos con medidas como impuestos a los combustibles o el carbono, las que hay que evaluar adecuadamente. Esto, porque van a tener efectos sobre todo en los ciudadanos, en los precios de los productos y en la actividad económica”.

Fuente: El Mercurio