Revista Nueva Minería

El director Ejecutivo del Coordinador Eléctrico Nacional aborda los principales desafíos operacionales de la transición energética en entrevista con Revista Nueva Minería y Energía.

Por Joaquín Ruiz
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Más de tres décadas de experiencia en empresas de generación, transmisión e instituciones eléctricas suma Ernesto Huber, director Ejecutivo del Coordinador Eléctrico Nacional desde mayo de 2022. Una voz más que autorizada del sector eléctrico que repasa en esta entrevista algunos de los principales retos que deberá enfrentar durante su gestión, como la transición energética que implica operar un sistema 100% renovable al año 2030.

¿Cómo ha avanzado la Hoja de Ruta para una Transición Energética Acelerada que presentó el Coordinador el año pasado?

Está avanzando en varias líneas. El Coordinador preparó este documento tras una serie de análisis, transformándose en un aporte para la industria, porque identifica las materias claves, por ejemplo, la necesidad de hacer ajustes normativos para apoyar el desarrollo de obras de transmisión, e incorporar almacenamiento de larga duración, temas que hoy están en el centro de la discusión de los distintos actores que participan en el mercado.

¿Cuáles son los principales desafíos en esta transición energética?

Vemos que hay una serie de desafíos como tener nuevas herramientas para planificar y operar un sistema que, a diferencia de antes, está expuesto a una mayor variabilidad de los aportes de generación. A eso debemos agregar la evolución durante el día de la demanda neta del sistema, que corresponde a la demanda total descontando el aporte de las centrales solares y eólicas, particularmente durante la puesta del sol, en la que se debe hacer frente a rampas cercanas a 5.000 MW en tres horas, y debe reemplazarse la fuente de este recurso principalmente por generación térmica e hidráulica, para poder abastecer la demanda de hora punta. Esto es muy relevante, dado que equivale a cerca de la mitad de la demanda del sistema (…) Por otra parte, se requiere de cambios regulatorios en materias tales como la modernización de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio y de la regulación de Distribución, fundamental para la gestión de recursos energéticos distribuidos (DER).

¿Cómo ha respondido el sistema eléctrico, y el sector en general, al desafío de operar con una creciente participación de energías renovables variables?

En el Coordinador vemos que la transición energética está avanzando a paso decidido y en forma acelerada. Estamos en la década decisiva para enfrentar el cambio climático, y en este contexto, todas las cifras que manejamos lo demuestran: mayor capacidad instalada ERV, retiro de centrales carboneras, reducción de emisiones, cada vez más clientes libres con contratos de energía renovable, alto crecimiento de la generación distribuida, reciente ingreso de importantes volúmenes capacidad de almacenamiento en parques renovables, entre otros. Definitivamente, no hay vuelta atrás.

¿Qué retos tiene este desafío operacional para los próximos años, cuando la participación de las renovables sea aún mayor?

El desafío se resume en flexibilidad del parque actual y la incorporación de almacenamiento. Es muy importante que en los próximos años seamos capaces como país de tener la infraestructura para mover horariamente estos volúmenes de generación que no se están pudiendo generar en horario solar, y que solo irán al alza en el futuro porque siguen entrando plantas fotovoltaicas al sistema, las cuales ya están superando a la demanda en algunos momentos del día. Además, una parte importante del crecimiento de la energía solar FV se da en las áreas de distribución, mediante PMGD, que hoy representan un 20% de la demanda y, próximamente, alcanzarían a un 40% antes de 2025. En ese escenario, lo que estamos comenzando a ver es que los recortes no podrán evitarse con más instalaciones de transmisión, porque ahora hay plantas solares que se han ubicado en la zona centro y sur también, por lo que se debe propender a la instalación de almacenamiento. Estamos terminando un estudio que muestra que incluir ciertos niveles de capacidad de almacenamiento traería importantes beneficios en costos al sistema. Los recortes de ERV son intrínsecos a una red con alta integración de ellos.

¿No es un problema de que falta holgura en el sistema de transmisión?

Según las cifras que hemos visto, se espera que la capacidad solar llegue a más de 13.000 MW a mediados de esta década, con un importante desarrollo en la zona central del país, lo que sumado a la generación hidroeléctrica y eólica existentes, contrasta con una demanda que no superará los 11.000 MW. Por lo que es muy probable que el costo marginal de energía sea cero en el día y se extienda desde Arica a Chiloé de forma persistente. Esto ya se ha visto en algunos días de este año, y esperamos que se extienda en los próximos años. De hecho, este último mes, con el mayor aporte hidráulico que estamos teniendo en el mix de generación, los costos marginales de energía se han acoplado a cero en todo el sistema. Cuando pasa esto, se debe aplicar una reducción proporcional de generación a costo cero, lo que produce holguras en las líneas del sistema nacional. En todo caso, vemos que con una mayor electrificación de los consumos, a partir de 2030, se deberían desarrollar nuevas líneas para el sistema nacional y en el corto plazo refuerzos en sistemas zonales.

Seguridad del sistema

Teniendo en cuenta el avance de la participación de las energías renovables en el sistema y el plan de descarbonización actualmente en marcha, ¿se puede garantizar la seguridad del sistema? ¿Qué se requiere para asegurar la estabilidad de la red?

La seguridad es un bien público, que está en la base de las decisiones que tomamos y la forma en que operamos. Los criterios de seguridad están contenidos en la regulación sectorial aplicable, que además es consistente con las mejores prácticas internacionales. Por cierto, si la electricidad va a ser la principal fuente energética, es fundamental asegurar un alto estándar de continuidad operacional. Hemos identificado aspectos que podrían afectar la seguridad de servicio.

¿Cómo cuáles?

Por ejemplo, con el retiro de centrales a carbón o la reducción del despacho de centrales térmicas convencionales, se requerirá incrementar los niveles de cortocircuito, para una adecuada fortaleza de la red en la zona norte. Para esto, impulsamos en abril una licitación de condensadores síncronos como un Servicio Complementario de Control de Tensión. Si esta licitación resulta exitosa en su adjudicación, podremos contar con equipos hacia 2026 que permitirán darle fortaleza a la red y aumentar la incorporación de energía renovable variable, disminuyendo los sobrecostos sistémicos por generación térmica que se evitará. Hemos visto interés de diversos actores y esperamos que logre adhesión, porque es muy relevante para el proceso que estamos viviendo. Por otra parte, el cambio climático desafía a la operación en términos de la necesaria resiliencia del sistema, en este contexto, el uso de automatismos debe basarse en las mejores prácticas internacionales, esto es, para contener los efectos de perturbaciones mayores como son eventos del tipo N-2.