Revista Nueva Minería

Los vertimientos de energía renovable están anotando récords inquietantes en Chile, y si bien las tecnologías de almacenamiento a partir de baterías neutralizan estas pérdidas, su vida útil es corta obligando a resolver los cuellos de botella que entrampan la descarbonización del sistema eléctrico.

Por Marina Parisi
_________________

Cuando la energía renovable producida en planta no puede ser transportada e inyectada a la red, se producen vertimientos o desacoples. El problema es que estas pérdidas de energía están anotando cifras récords en el país.

“A diciembre del 2023 el vertimiento de ERNC (Energía Renovable No Convencional) llegó a 2,6 TWh, lo que representó un incremento del 78% frente al año anterior”, precisa Hernán Salazar, experto en construcción e implementación de proyectos solares, eólicos y térmicos. “Mientras que en enero del 2024 el desacople alcanzó 544 GWh, lo que significó un aumento del 198% respecto del mismo mes del 2023”.

Pero a juicio de Ana Lía, Rojas, directora ejecutiva de Acera (Asociación Chilena de Energías Renovables), las cifras son aún más contundentes. “Los vertimientos de energía renovable, limpia y barata que no ha podido ser inyectada a la red, han venido en aumento con un récord cercano a los 2.376 GWh anuales. Ello equivale al consumo de 990.000 hogares en Chile en el transcurso de un año”.

Poniendo paños fríos a la discusión, Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de Olade (Organización Latinoamericana de Energía), aclara que “es prácticamente inevitable tener vertimientos, cuando las Energías Renovables Variables (ERV) comienzan a tener un papel relevante en la generación eléctrica del país. Lo importante es que estos desacoples se mantengan en ciertos rangos y no crezcan con el aumento de la incorporación de ERV al sistema”.

Sin embargo, y en comparación con otros países, el vertimiento en Chile se ve agravado “por la topología radial que caracteriza a nuestra red eléctrica”, advierte Rojas, “y también por la falta de interconexiones eléctricas con otras naciones, que permita a Chile exportar montos relevantes de energía”.

“A lo anterior se suma la necesidad de contar con más flexibilidad en el SEN (Sistema Eléctrico Nacional)”, asegura Juan Villavicencio, Managing Director Renewable de Engie Chile, “aspecto que está muy relacionado con el proceso de descarbonización”.

Rezago en transmisión

Lo cierto es que el actual escenario obliga a la industria a revisar y corregir con urgencia los factores que están produciendo esta pérdida de ERNC.

En opinión de Rebolledo, el exceso de oferta de energía durante las horas solares, especialmente en el Norte, “ha producido tal vertimiento que éste se ha vuelto sistémico. Ello pone en evidencia que Chile aún necesita plantas convencionales de base, para dar seguridad al sistema”. En forma paralela, hay que mejorar la planificación en el sector, añade, “para que guíe adecuadamente la inversión privada y acelere la inversión en infraestructura”.

Rojas comparte la necesidad de una planificación más eficiente, recalcando que “la principal causa de los vertimientos de ERNC se debe a que la expansión del sistema de transmisión no ha ido a la misma velocidad que el crecimiento de la generación.

Otro gran tema es la ubicación de las plantas, en zonas carentes de condiciones para la transmisión. Ni hoy ni a futuro hay posibilidad de evacuar toda la energía que produce o producirá el nodo”. Todo ese escenario redunda en congestiones en la red de transmisión, asevera, desacoples de precios y recortes de generación de ERNC.

Pero, ¿por qué la transmisión ha crecido más lenta que la generación?, “por la baja velocidad de incorporación de obras al plan de la CNE (Comisión Nacional de Energía), explica la directora de ACERA, “y también por los desafíos que involucra el territorio y las comunidades, cuando los proyectos de transmisión deben obtener permisos con ausencia de gestión y ordenamiento territorial”.

A todo lo anterior, Salazar suma barreras normativas. “Según el actual marco regulatorio; en el Norte el precio spot es cero en todo el sistema, pero al mismo tiempo, las líneas de transmisión en alta tensión están a plena capacidad. Ello hace imposible llevar toda la energía renovable a zonas de mayor consumo. De hecho, la tardanza en construir la línea de transmisión Kimal-Lo Aguirre (que conectará la Región de Antofagasta con la Metropolitana), ha agravado el escenario”.

Justo en este punto, Camilo Charme, gerente general de Generadoras de Chile, interviene precisando que “en conjunto con Transmisoras de Chile, desarrollamos un estudio (AQUÍ), para identificar acciones de corto, mediano y largo plazo y mejorar el uso y planificación de las redes de transmisión”.

“Este estudio estableció que la mayoría de las medidas contenidas en esta propuesta no requieren de cambios legales”, enfatiza el ejecutivo, “permitiendo una mejor gestión de las redes de transmisión, maximizando el uso de los recursos disponibles y promoviendo un desarrollo de infraestructura robusta y oportuna de manera costo-eficiente”.

En cuanto a las oportunidades de mejora en el uso de infraestructura existente, detalla Charme, el estudio destacó el uso de nuevas tecnologías, como automatismos, límites dinámicos de transmisión y equipos FACTS. “Asimismo, el estudio también planteó la necesidad de utilizar modelos de simulación, para un mayor detalle físico del sistema eléctrico”.

Almacenar ahora

Si bien el panorama se presenta extremadamente complejo, el sector ha sacado un as bajo la manga: la adopción de sistemas de almacenamiento energético a partir de baterías, que permiten guardar y suministrar energía, disminuyendo los vertimientos.

“No obstante, la implementación de este tipo de tecnologías, aún requiere un esfuerzo financiero, dado el elevado costo de inversión”, apunta Rebolledo.

Para Ana Lía Rojas, en cambio, la capacidad para almacenar los actuales vertimientos no está presente. “Durante 2023 los recortes diarios de generación ERNC correspondieron a 7.173 MWh/día y para almacenar esta energía se necesitaría un sistema capaz de guardar 1.430 MW y 5 horas de duración. Aquí hay una brecha respecto de los actuales proyectos de almacenamiento: en operación 227 MW; en etapa de pruebas 297 MW; y en construcción 602 MW”.

Además, aún persisten barreras regulatorias para la concreción de proyectos de almacenamiento energético, repara la vocera. “Los inversionistas toman la decisión de avanzar en estas iniciativas en función del riesgo y dependiendo de la certeza en torno a las condiciones regulatorias que se aplicarán sobre estas instalaciones. En síntesis, hay que completar el marco regulatorio”

El representante de Engie apoya este argumento, planteando que los diferentes organismos deben seguir trabajando para generar certezas, al momento de invertir en tecnologías que solucionarán el problema del vertimiento. “Esta certeza depende de los tiempos de tramitación de ciertos permisos y de los procesos de remuneración, como por ejemplo la ratificación de la Propuesta de Modificación al Reglamento de Potencia (DS62/2006)”.

Charme va aún más lejos e insiste en la tarea pendiente del Gobierno de publicar las modificaciones a los reglamentos, en el plazo más acotado posible. “Solo así se establecerá claramente la remuneración por potencia y criterios operacionales que tendrán las centrales renovables, con capacidad de almacenamiento y almacenamiento puro. Es la forma de entregar certezas a los inversionistas”.

Tecnología Bess

El sistema Bess (Battery Energy Storage System) que opera gracias a baterías que pueden ser de ion-litio, plomo-ácido, níquel-cadmio, ha ganado popularidad en la industria, gracias a que ha avanzado mucho en eficiencia, asegura Rebolledo.

De hecho, en marzo pasado Engie inició la operación comercial de Bess Coya, “complejo que almacenará la energía renovable producida por nuestro Parque Fotovoltaico PV Coya, ubicado en María Elena, Región de Antofagasta”, explica Villavicencio. “La capacidad instalada de Bess Coya es de 139 MW/638 MWh, transformándose en uno de los mayores centros de almacenamiento energético de la región”.

“Sin duda, las tecnologías de almacenamiento son una de las llaves para la descarbonización”, remarca el ejecutivo. “Sus baterías permiten cargar y descargar energía de manera rápida y eficiente, siendo ideal para equilibrar la oferta y la demanda en la red eléctrica, gestionar la intermitencia de las fuentes de ERNC y proporcionar respaldo en caso de fallas en el suministro”.

Pero, a juicio de Salazar, el sistema Bess no es el más eficiente. “Lo más sostenible y eficaz es almacenar agua y aprovecharla en la generación hidroeléctrica. Pero, esta estrategia requiere de más tiempo de implementación y de una visión de Estado que hemos perdido”.

Lo anterior es aclarado por Charme, especificando que “las tecnologías de almacenamiento de corta duración como las baterías, sin duda alguna, brindan flexibilidad y seguridad. Pero, los sistemas de almacenamiento de largo plazo, como las centrales hidráulicas por bombeo, permiten trasladar y almacenar energía durante períodos mucho más prolongados, contribuyendo a la seguridad operacional del suministro”.

Rojas también visualiza otras soluciones más eficientes que la tecnología Bess, a medida que se materialice el retiro de centrales termoeléctricas de la red. “Será necesario reemplazar atributos técnicos asociados a la robustez del sistema (inercia y corriente de corto circuito), que las centrales termoeléctricas entregan por defecto”.

Aquí será fundamental nuevos desarrollos de almacenamiento con mayor duración, añade la ejecutiva, que se basan en el uso de equipos sincrónicos convencionales, “pero que no utilizan combustible fósil como insumo de generación, tales como centrales termosolares y batería de Carnot, entre otras”.

El hidrógeno verde será otro medio para almacenar excedentes de energía renovable”, adelanta Rebolledo, “cuya factibilidad irá mejorando conforme se incremente la eficiencia de la tecnología y se reduzcan los costos nivelados de producción, transporte y almacenamiento de este vector energético”

Lo cierto es que las tecnologías de almacenamiento aún se encuentran en proceso de maduración, aporta Charme, mientras que “las indefiniciones para la ejecución de la Ley de Promoción Almacenamiento (aprobada en 2022), están ralentizando e incluso inhibiendo el desarrollo de estos proyectos”.

¿Conclusión?, llegó el momento de superar este y otros obstáculos, si la meta es consolidar un suministro eléctrico más seguro y descarbonizado.