Hacia una transición energética responsable y resiliente: adaptando el sistema eléctrico a la nueva realidad climática

[Editorial] En la última década Chile se ha posicionado como un país líder en el desarrollo de generación renovable. De acuerdo al ranking Climatescope 2020 de Bloomberg New Energy Finance¹, Chile es el país más atractivo del mundo para el desarrollo de energías limpias. En la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, presentada por el Ministerio de Energía en noviembre de 2020², se indica que la excelente calidad del recurso eólico y solar del país permitirá producir hidrógeno verde al costo más competitivo del planeta, lo que alimenta la ambición de que Chile se convierta en el líder mundial de producción de este combustible a 2030.

Además, Chile es el primer país emergente en que se firma un acuerdo público-privado de cierre anticipado de todas las centrales a carbón del sistema eléctrico antes de 2040 y el primer país en América Latina en que se inaugura una planta termosolar. Una reciente editorial del Financial Times³ destaca que Chile —donde un 40% de la inversión extranjera directa en 2020 fue en proyectos de generación renovable— es una excepción en una región donde varios países están aumentando sus apuestas por el uso futuro de combustibles fósiles. Hoy, con cerca de 28,5 GW de capacidad instalada, donde más de 15 GW de capacidad es de generación renovable, Chile parece haber dejado atrás los fantasmas de las crisis energéticas provocadas por factores como la escasez de recursos hídricos o la interrupción del suministro de gas natural desde Argentina.

Durante los últimos dos meses esta narrativa de evolución del sistema eléctrico que emerge como resultado de todos estos reconocimientos, logros y aspiraciones se ha visto desafiada por dos acontecimientos. Por un lado, el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) está pasando por un periodo de estrés debido a múltiples factores, incluyendo la escasez hídrica, la existencia de marejadas que dificultan la descarga de combustibles, los altos costos del GNL producto del significativo aumento de la demanda de este combustible en países asiáticos, restricciones de transmisión que resultan en costosos desacoples del sistema, la indisponibilidad de algunas unidades térmicas y la compleja logística de transporte local de diésel para abastecer unidades de respaldo. Como consecuencia de todos estos factores, el precio spot promedio de la energía en julio de 2021 alcanzó los 119 USD/MWh, un 186% por sobre el valor promedio del mismo mes en 2020. El 12 de agosto de 2021 el precio spot de la energía en Alto Jahuel se empinó por sobre los 300 USD/MWh, un valor no observado en el sistema desde el año 2014. Esta situación incluso gatilló la emisión de un decreto de racionamiento que, en términos generales, entrega herramientas al Coordinador para actuar de manera preventiva y evitar caer en una situación en que sea necesario interrumpir el suministro eléctrico de algunos consumos para mantener la seguridad del sistema. Mientras que desde la perspectiva del cambio climático, el último informe del IPCC indica que, dado el actual nivel de concentración de gases efecto invernadero en la atmósfera, es altamente improbable que sea posible cumplir con la meta de reducción de emisiones que permitiría limitar el calentamiento global a no más de 1,5ºC, que es el valor límite por sobre el cual se estima que los efectos de este fenómeno aumenten de manera drástica tanto en intensidad como en frecuencia, siendo muchos de ellos irreversibles a escala humana.

Estos acontecimientos nos entregan un valioso recordatorio: la transición energética va a requerir no sólo de una profunda transformación del sector eléctrico para alcanzar la meta de carbono neutralidad a más tardar 2050, sino además será necesario adaptarlo para hacerlo más seguro y resiliente a eventos climáticos de mayor frecuencia e intensidad. Esto último es de alta relevancia para enfrentar un futuro donde la electricidad jugará un papel aún más protagónico que el actual al cumplir un rol habilitante en la descarbonización de procesos y servicios como la climatización residencial, el transporte y aplicaciones industriales.

Basado en lo anterior, desde Generadoras de Chile creemos que es urgente contar con una estrategia clara que permita al país transitar a un sistema carbono neutral de manera responsable, abordando aspectos como la gestión de recursos hídricos para la generación eléctrica, el desarrollo oportuno de infraestructura habilitante para la integración de generación renovable, la integración eficiente de recursos distribuidos y la revisión de mecanismos que permitan adaptar la infraestructura para hacer frente a nuevas fuentes de estrés que podrían poner en riesgo la operación segura del sistema eléctrico.

Para la optimización del uso de agua en los embalses de las centrales hidroeléctricas será pertinente revisar las herramientas y supuestos que se utilizan para identificar estrategias óptimas de gestión de este escaso recurso ante condiciones de profunda incertidumbre. En la medida que la gestión del agua embalsada se siga optimizando de manera centralizada por el Coordinador, la selección de la herramienta más idónea para gestionar de manera óptima el uso de recursos hídricos en embalses se podría desprender de una métrica que permita comparar el desempeño de distintos modelos de manera objetiva, considerando tanto herramientas simples como sofisticadas. Además, estos modelos se podrían evaluar utilizando datos del pasado (backcasting) y también simulaciones de escenarios sintéticos futuros (forecasting), tomando en cuenta los pronósticos de impacto del cambio climático en la disponibilidad de agua para la generación eléctrica. Por lo anterior, la complejidad técnica que involucra el desarrollo, evaluación y actualización de este tipo de herramientas abre una oportunidad muy valiosa para seguir fomentando la colaboración entre la industria y la academia⁴.

Otro punto relevante para la transición a un sistema eléctrico carbono neutral eficiente, seguro y resiliente será la expansión de la capacidad de transmisión⁵ y almacenamiento de energía. Para poner en perspectiva el impacto de la falta de transmisión y almacenamiento, a las 14:00 horas del 12 de agosto de 2021 se alcanzaron diferencias de precios spot entre la zona norte (Crucero) y sur (Puerto Montt) del SEN de hasta 240 USD/MWh; ese mismo día en la zona norte se observaron diferencias de precios spot entre el día y la noche de cerca de 275 USD/MWh. En el futuro, de no contar con una mayor capacidad de transmisión y almacenamiento es posible que ocurran situaciones paradojales. Por ejemplo, se podría dar el caso que, durante un período de intensa sequía, en la zona norte del país exista vertimiento de generación renovable, con extensos períodos de precios spot iguales a cero, mientras que en la zona sur sea necesario racionar demanda por falta de oferta local de generación.

Para la expansión de la infraestructura de transmisión será necesario abordar los impactos socioambientales que implican la construcción de estas líneas que tienen como objetivo transportar energía desde fuentes de generación renovables alejadas de los grandes centros de consumo. Esto incluye pasar por una gran diversidad de territorios, con sus particularidades socioambientales, y en muchos casos con un valor arqueológico y cultural valioso. Por ello, es necesario abordar estas temáticas con los adecuados estándares por parte de las empresas, pero también es importante contar con servicios públicos que gestionen la permisología en los tiempos requeridos para el desarrollo de esta infraestructura.

En paralelo, también sería útil priorizar la implementación de estrategias que permitan optimizar el uso de la infraestructura de transmisión existente. Estas estrategias incluyen alternativas como el reemplazo de equipos (e.g., transformadores), el uso de límites dinámicos de capacidad, esquemas especiales para el control correctivo de la red, la instalación de equipos FACTS (Flexible AC Transmission Systems) y la implementación de herramientas para la evaluación de seguridad en tiempo real y la optimización del despacho económico del sistema.

Para la instalación eficiente de sistemas de almacenamiento será conveniente continuar perfeccionando las señales de precio y reducir barreras que dificulten la participación de este tipo de activos en los mercados de energía, potencia y servicios complementarios. Al ser los dispositivos de almacenamiento unidades que pueden entregar múltiples servicios en paralelo, es clave que en la regulación se exploren mecanismos que permitan habilitar la recolección de múltiples fuentes de ingresos, una práctica también conocida como revenue stacking, ya que de lo contrario es improbable que se logre incentivar un desarrollo eficiente y competitivo de estas tecnologías en el sistema eléctrico.

Desde el lado de la generación eléctrica, los riesgos climáticos le darán aún más valor a una matriz energética diversificada que dependerá de crecientes niveles de generación a partir de fuentes renovables variables o ERV. La primera línea de acción para incentivar una diversificación adecuada de la matriz energética es continuar perfeccionando las señales de precios. Si bien una demanda eléctrica variable es suficiente para justificar un sistema eléctrico con diversas tecnologías (e.g., unidades de generación de base, intermedias y de punta), este efecto se exacerba con la entrada de generación ERV de distintas características y atributos. Sumado a lo anterior, también sería prudente considerar la revisión de señales de precios para el ingreso eficiente de generación distribuida que, de desarrollarse de manera adecuada⁶, podría permitir postergar inversiones en otros tipos de infraestructura. En esta misma línea, también vale la pena avanzar en la implementación de mecanismos que habiliten la participación de la demanda en la entrega de servicios que aporten flexibilidad al sistema, permitiendo a los clientes finales interactuar activamente con el mercado eléctrico.

Para la gestión de riesgos sistémicos, particularmente aquellos que surgen de eventos climáticos extremos, es posible que el perfeccionamiento de señales de precios de corto plazo no sea suficiente para incentivar el desarrollo de la infraestructura adecuada para lidiar con situaciones de estrés en que múltiples componentes del sistema eléctrico —o incluso del sistema energético en general— se vean comprometidos de manera simultánea. Además de promover la diversificación de la matriz energética, la gestión de riesgos sistémicos requiere utilizar mecanismos que promuevan la implementación de holguras o redundancias del tipo y tamaño adecuado para hacer frente a periodos de estrés. Para ello, se debe tener presente que el diseño óptimo de este tipo de mecanismos depende de las características y riesgos a los que está expuesto el sistema en cuestión.

Por ejemplo, en el año 2006 en Colombia se modificó el mecanismo utilizado para garantizar la suficiencia de su sistema eléctrico, migrando de un Cargo por Capacidad a un nuevo Cargo por Confiabilidad. Este cambio tuvo el propósito de incentivar la disponibilidad de energía firme —no sólo de capacidad— para hacer frente a las variaciones estacionales de los recursos hídricos, los cuales han aportado históricamente cerca de tres cuartos del total de la producción eléctrica⁷. Ante este desafío, en Colombia se optó por implementar un mecanismo de subastas de obligaciones futuras de energía firme que son transables y que tienen vigencia de 1 a 20 años. Estas obligaciones de energía firme remuneran recursos que puedan entregar energía de manera constante, por ventanas de tiempo lo suficientemente extensas como para hacer frente a los periodos de sequía⁸. Como el mecanismo es basado en una subasta, todos los costos y riesgos comerciales asociados a la entrega de estos compromisos de energía firme, incluyendo tanto los costos de desarrollo y mantención de infraestructura como los posibles costos financieros de contar con contratos de combustible de largo plazo en el caso de unidades térmicas, pueden ser incorporados en las ofertas de los agentes participantes. Este tipo de experiencias ofrecen ejemplos que se podrían considerar en el diseño de mecanismos para enfrentar los nuevos desafíos climáticos, tomando en cuenta que las fuentes de riesgos son diversas, dinámicas y diferenciadas territorialmente, y pueden además ir cambiando en función de la evolución de la matriz energética⁹.

Por último, no se debe olvidar que tanto la transición del sistema eléctrico a la carbono neutralidad como la adaptación del mismo a la nueva realidad climática van a requerir de inversiones en nueva infraestructura, lo cual podría tener impactos en las tarifas eléctricas en el largo plazo. Tal como se indica en diversos estudios, el costo de reducción de emisiones del sistema eléctrico depende fuertemente de la estrategia de transición que se utilice¹⁰. Por ello, resulta relevante que en el desarrollo de estrategias de transición energética no se pierda de vista el principal objetivo de la acción climática: reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. Con todo, la buena noticia es que varios estudios, incluyendo uno reciente de Generadoras de Chile¹¹, indican que alcanzar la carbono neutralidad resultará no sólo en beneficios netos positivos por la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, sino también porque dicha transformación resultará en cuantiosos cobeneficios locales por la reducción de la contaminación por transporte o calefacción en múltiples ciudades del país. Esperemos que la discusión sobre la mejor forma de transitar a un sistema carbono neutral y adaptado a los nuevos riesgos climáticos sea basada en un análisis con fundamentos, ponderando aspectos sociales, ambientales, económicos y técnicos, buscando soluciones que resulten en el mayor beneficio para toda la sociedad.

¹ https://global-climatescope. org/results
²“Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde”, Ministerio de Energía, noviembre de 2020.
³ “Chile’s green lessons for emerging markets”, The Editorial Board, Financial Times, 5 de julio de 2021.
⁴ Sobre este tema, el profesor Álvaro Lorca de la Pontificia Universidad Católica de Chile actualmente lidera, junto a un equipo de investigadores, un proyecto FONDEF titulado "Desarrollo de una plataforma de gestión integrada de recursos hidroeléctricos para la planificación y operación del sistema eléctrico nacional" que cuenta con el Coordinador Eléctrico Nacional y la Comisión Nacional de Energía como entidades asociadas.
⁵ Una muestra de la importancia de estos activos en la acción climática es la reciente aprobación de un paquete de estímulo de 76.000 millones de dólares para el desarrollo de nueva infraestructura de transmisión eléctrica enfocado en la integración de generación renovable en los Estados Unidos.
⁶ Investigadores del Energy Institute del Haas School of Business de la Universidad de California en Berkeley cuentan con numerosos estudios que evalúan el impacto de las señales de precios en los incentivos a la instalación de generación distribuida a nivel residencial.
⁷ Cramton, P., & Stoft, S. (2007, January). Colombia firm energy market. In 2007 40th Annual Hawaii International Conference on System Sciences (HICSS'07) (pp. 124-124). IEEE.
⁸ Tal como se indica en la Resolución Nº071 del año 2006 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas de Colombia, la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFICC) se define como “...la máxima energía eléctrica que es capaz de entregar una planta de generación continuamente, en condiciones de baja hidrología, en un período de un año”.
⁹ Para mayor información sobre los desafíos de diseño de mecanismos de suficiencia para sistemas eléctricos con altos niveles de penetración de ERV y sujetos a riesgos climáticos recomendamos revisar el reporte “Redefining Resource Adequacy for Modern Power Systems” desarrollado por el Energy Systems Integration Group en 2021.
¹⁰ Dos ejemplos de estudios que ilustran la relación entre la estrategia de transición energética y los costos sistémicos incrementales resultantes son “Net-Zero New England: Ensuring Electric Reliability in a Low-Carbon Future” y “Least Cost Carbon Reduction Policies in PJM”, ambos publicados en 2020 por la consultora Energy+Environmental Economics.
¹¹ “Trayectoria del Sector Energía hacia la Carbono Neutralidad en el contexto del ODS7”, estudio realizado para Generadoras de Chile por E2BIZ Investigación.