Hidroelectricidad: rol clave en resiliencia y flexibilidad

La sequía, y el contexto de estrechez energética que produce, plantea desafíos no menores para la operación del sistema eléctrico, lo cual hasta el momento ha dado resultados, según el análisis de los especialistas consultados por Revista Electricidad. Participa Francisco Muñoz de Generadoras de Chile.

[Fuente: Revista Electricidad]

Si bien su participación en la generación bruta del Sistema Eléctrico Nacional ha bajado en los últimos años, la hidroelectricidad mantiene un papel clave para la matriz energética, especialmente en los desafíos existentes en términos de resiliencia y de flexibilidad.

Esta es la idea central que concuerdan los especialistas consultados por ELECTRICIDAD, al analizar el presente y futuro de esta tecnología, la cual es una de las más afectadas por el impacto del cambio climático, lo que se verifica en la anómala condición de precipitaciones que afecta al país, siendo 2021 el año más seco desde 2003.

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Según los datos de Generadoras de Chile, entre 2020 y 2021, la generación hidroeléctrica ha contribuido en un promedio de 37% del total de la electricidad generada, con un aporte máximo de 53% en 2002 y un mínimo de 20% en 2021.

La baja en la participación hidráulica es graficada por Carlos Barría, consultor experto en energía, quien sostiene que los resultados de 2021 fueron los más bajos de los último 20 años, "con cerca de 16.500 GWh (20% de participación). Significa un 25% menos de hidroelectricidad que el promedio de los últimos 20 años, y además un 20% menos de hidroelectricidad que el año pasado (20.630 GWh)".

Francisco Muñoz, director de Estudios de Generadoras de Chile, señala que la reducción en el porcentaje de participación se debe a la mayor demanda de la generación solar y eólica, además de la baja en las precipitaciones. "De acuerdo con la Cuenta Pública 2022 de la Comisión Nacional de Energía, el año 2021 fue el segundo más seco desde 2003, con precipitaciones un 29% por debajo del promedio en este periodo".

Pese a estas condiciones, los especialistas rescatan la importancia estratégica que sigue teniendo la hidroelectricidad. Juan Pablo Tapia, senior Energy Advisor, Broker & Trader Energy Chile, destaca que, "considerando todas las limitaciones tanto naturales como administrativas, la operación de las centrales hidro en el sistema eléctrico es muy valiosa, valor que no siempre está incluido en el costo marginal".

Este aporte es complementado por Rafael Loyola, director ejecutivo de la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec): "Aun así, en uno de los años más secos de la historia, la hidroelectricidad aportó cerca del 20% de la demanda total del sistema, tanto con generación de base, como con generación flexible, permitiendo complementar la generación renovable variable proveniente del sol y el viento, demostrando con ello su tremendo valor y potencial para alcanzar la carbono neutralidad".

"Un dato relevante a considerar es que de los 13 países que han alcanzado la carbono neutralidad en el mundo, todos, sin excepción, lo han logrado contando con una participación relevante de hidroelectricidad en su matriz", agrega el representante gremial.

El atributo de la flexibilidad es abordado por Carlos Barría, por cuanto "el sistema eléctrico nacional tiene cada vez más esta necesidad para integrar la mayor cantidad de energía eólica y solar posible para descarbonizar la matriz de generación. Por lo tanto, la perspectiva de la hidroelectricidad en el corto y largo plazo es tener un rol fundamental en balancear la red y mantener la seguridad del sistema".

Decreto

El decreto de estrechez energético, que fue ajustado a inicios de este año, ha puesto sobre la mesa la necesidad de gestionar adecuadamente el recurso hídrico de las centrales de embalse, pasada y mini hidro en el sistema, para mantener una operación segura y eficiente. Entre sus principales medidas está la de instruir al Coordinador Eléctrico Nacional a contar con una reserva hídrica de 650 GWh.

Ajuicio de Francisco Muñoz, la creación de esta figura "permite realizar un uso conservador de los recursos hídricos con el fin de contar con suficiente agua embalsada durante los meses en que se pronostican las mayores condiciones de estrés del sistema".

Para Elio Cuneo, director de la Consultora Orrisk, la mantención de la reserva hídrica, que se suma a la reserva operacional, minimiza el efecto de contingencias que puedan presentarse y dar origen a la necesidad de racionamiento eléctrico.

"Hasta el momento no ha existido necesidad de efectuar racionamiento de suministro eléctrico dentro de la red, producto de una falta de agua para la generación de las centrales hidráulicas, por lo que se puede inferir que al detectar el problema la autoridad tomó acción a través de la dictación del decreto de racionamiento y que en conjunto con la operación sistémica que lidera el Coordinador, como el esfuerzo desarrollado por el sector privado en términos de postergar el retiro de centrales térmicas, han permitido evitar un potencial racionamiento eléctrico", afirma el consultor.

Rafael Loyola también reconoce que se ha logrado efectivamente acumular reserva en los embalses, debido a las recientes lluvias, aunque se plantea si "esta reserva pudo haber sido implementada con señales de eficiencia económica y sin cargo a los clientes finales, situación que ocurriría naturalmente si los embalses reflejaran adecuadamente la escasez proyectada".

Además, el ejecutivo advierte otras dificultades: "El mecanismo implementado por el CEN para acumular la reserva de 650 GWh ha sido difícil de seguir y de entender, llegando a situaciones algo absurdas en la operación diaria en que, a pesar de la situación de estrechez proyectada, el agua de los principales embalses se sigue valorizando por debajo del precio del carbón y el precio spot del sistema llega a valores nulos durante varias horas del día. Es decir, por una parte, el CEN señala que hay escasez y se debe guardar agua a costa de los clientes finales, pero -por otro lado- en la operación real, el sistema da cuenta de la situación contraria, obligando a tomar medidas laterales con cargo a los clientes finales".

En opinión de Juan Pablo Tapia, la operación actual de hidroelectricidad ha funcionado bien, "en el sentido de que cuando las reservas han sido requeridas estas aportan al déficit del sistema", aunque también advierte considerar otras variables.

"El principal problema es debido a los vertimientos que ocurren cuando los embalses que tiene reserva están llenos y deben verter agua. Esto ha ocurrido con anterioridad cerca de los periodos de deshielo o un periodo de lluvia intenso, mientras aún está vigente el decreto y la reserva no se puede turbinar, es decir, la reserva es agua que se almacena en el "fondo" del embalse reduciendo la capacidad de maniobra de este", precisa.

Y añade: "En términos económicos, significa que dentro de ese embalse se ha ahorrado una reserva de energía muy valiosa, pero se libera energía a un valor nulo, lo cual es claramente un contrasentido. Obviamente esto perjudica a quienes financian la acumulación de la reserva y al sistema en general. La razón de fondo de esta irracionalidad en el uso del recurso hídrico se debe a los pronósticos de afluentes de mediano plazo (1-3 meses aprox.) y el cálculo del valor del agua embalsada hecha durante la programación de largo plazo que realiza el CEN".

Costos marginales

La influencia de la generación hidráulica en el campo económico también es vista con atención por los especialistas. "Este año se ha mantenido la tendencia de contar con recursos hídricos exiguos, lo que se traduce en una política de operación para cuidar las aguas embalsadas, y que a su vez se refleja en una mayor generación térmica, originando una presión sobre los precios del mercado spot, presión que también está siendo afectada por el retiro de generación térmica base, dado que el sistema eléctrico no dispone de un alternativo de bajo costo. Todo esto debería llevar a las empresas a replantearse los modelos de negocios que están siendo considerados para la venta de electricidad, dada los altos riesgos que se están siendo percibidos, percepción muy diferente entre los distintos actores, basta pensar en el amplio rango de precios ofertados en la pasada licitación de las distribuidoras de agosto del 2021", asegura Elio Cuneo.

"Si se analiza los factores de riesgo para la operación de las centrales, el más relevante de ellos es la disponibilidad del recurso hídrico, que como sabemos ha sido bastante exiguo en los últimos años, situación que no se vislumbra vaya a cambiar en el corto plazo, por lo que la generación de las centrales de embalse se mantendrá bajos, si a eso le sumamos el retiro de centrales térmicas bases, generación renovable que no opera 24x7, la no existencia de fuentes alternativas de bajo costo que complementen a la mismas, se traducirá en una fuerte presión para un incremento en los precios del mercado spot; y es justamente este escenario que se traduce en una percepción de riesgo más alta no solo para las centrales hidráulicas sino que para toda la industria; potencialmente las empresas deberían revisar sus modelos de negocios", precisa.

Medidas

Los especialistas barajan más de una iniciativa para perfeccionar la planificación de la operación del sistema con las unidades hidráulicas. Francisco Muñoz menciona el mejoramiento de la metodología de pronósticos de caudales, llevada a cabo por el Coordinador Eléctrico Nacional.

"Actualmente se incluyen series hidrológicas sintéticas que se elaboran a partir del estado actual de las cuencas y las precipitaciones históricas, lo que es de particular relevancia en escenarios de sequía", explica.

Además, el director de Estudios de Generadoras, indica que, dada la evolución del sistema eléctrico y la alta penetración de energías renovables variables, "se vuelve cada vez más relevante representar de manera adecuada la variabilidad e incertidumbre asociada a los pronósticos renovables en la planificación de la operación del sistema, lo cual requiere de generación flexible para su balance".

"Es por ello que también se podría considerar el uso de herramientas que contemplen una mayor granularidad en la operación (e.g., resolución intra horaria), lo que permitiría un mejor uso de los recursos al considerar en la etapa de planificación de la operación los requerimientos sistémicos que puedan ser necesarios para compensar la variabilidad de algunos recursos de generación", añade.

Según Carlos Barría, también es necesario mirar a futuro la gestión del recurso hidroeléctrico, especialmente con lo que plantea la nueva Planificación Energética de Largo Plazo (PELP), donde esta tecnología es tratada "desde un punto de vista de resiliencia en la modelación, esto se traduce en considerar una proyección de hidrología seca para la generación hidroeléctrica en los tres escenarios evaluados".

Bajo su análisis, la capacidad de almacenamiento que tienen los embalses "es un activo muy valioso para la operación segura del sistema eléctrico, que se debe cuidar para lograr un tratamiento lo más eficiente posible que aporte a la resiliencia del sistema considerando escenarios de sequía extrema que afectan esta disponibilidad".

"Hoy en día las perspectivas de nuevos proyectos de generación son por lejos de energía solar y eólica, tecnologías que van a requerir la mayor capacidad de flexibilidad que pueda lograr el sistema eléctrico. Si podemos reservar aún más hidroelectricidad para mantener los balances del sistema, podemos lograr un sistema eléctrico más confiable", sentencia.

Recuadro
-La baja en la participación hidráulica es graficada por Carlos Barría, consultor experto en energía, quien sostiene que los resultados de 2021 fueron los más bajos de los últimos 20 años, "con cerca de 16.500 GWh (20% de participación). Significa un 25% menos de hidroelectricidad que el promedio de los últimos 20 años, y además un 20% menos de hidroelectricidad que el año pasado (20.630 GWh)".

-Los especialistas rescatan la importancia estratégica que sigue teniendo la hidroelectricidad. Rafael Loyola, director ejecutivo de la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec) afirma que "aún así, en uno de los años más secos de la historia, la hidroelectricidad aportó cerca del 20% de la demanda total del sistema, tanto con generación de base, como con generación flexible, permitiendo complementar la generación renovable variable proveniente del sol y el viento, demostrando con ello su tremendo valor y potencial para alcanzar la carbono neutralidad".

-El aporte de los nuevos proyectos

Desde fines del año pasado comenzó la operación de Alto Maipo, uno de los proyectos de mayor tamaño que se han incorporado al sistema eléctrico local, con 531 MW de potencia instalada, a través de las unidades Las Lajas y Alfalfal II.

Según los datos del Coordinador Eléctrico Nacional, la mayor generación de esta central se registró en marzo pasado, con 33.733,4 MWh desde Las Lajas, y 16.767,4 MWh aportados desde Alfalfal II. Le siguió abril con 23.228,2 MWh (Las Lajas) y 21.151,7 MWh (Alfalfal II).

El otro proyecto de considerable tamaño es la central hidráulica Los Cóndores, de Enel Generación Chile, de 150 MW, cuyo inicio de operaciones está previsto para fines de 2023. Además, se encuentra en construcción la central Los Lagos de Statkraft Chile, que considera una capacidad instalada de 52 MW.

-"Si se analiza los factores de riesgo para la operación de las centrales, el más relevante de ellos es la disponibilidad del recurso hídrico, que como sabemos ha sido bastante exiguo en los últimos años, situación que no se vislumbra vaya a cambiar en el corto plazo, por lo que la generación de las centrales de embalse se mantendrá bajos, si a eso le sumamos el retiro de centrales térmicas bases, generación renovable

-Las proyecciones de la Agencia Internacional de Energías Renovables

El reciente informe World Energy Transitions Outlook (WETO), de la Agencia Internacional de Energías Renovables (Irena por su sigla en inglés), señala que la inversión en energía hidroeléctrica debe quintuplicarse con respecto a los niveles de 2018 para lograr los objetivos del Acuerdo de París.

El informe de Irena estima que las inversiones necesarias en energía hidroeléctrica convencional rondan los US$85.000 millones por año. El organismo internacional ha estado trabajando en un informe especial sobre energía hidroeléctrica, que describe los principales desafíos para cerrar la brecha en la capacidad hidroeléctrica mundial y las áreas prioritarias para la acción.

El documento señala que, para cumplir con los objetivos climáticos, la capacidad instalada de energía hidroeléctrica, incluido el almacenamiento por bombeo, debería más que duplicarse para 2050 de 1,3 TW a 2,9 TW.

-Especialistas concluyen la necesidad de seguir avanzando en perfeccionamientos para que no empeore el aporte hidroeléctrico, especialmente en materia de pronósticos de caudales y en el desarrollo de otras tecnologías habilitantes del almacenamiento de energía.

Conclusiones

• La baja en la participación hidráulica en el sistema eléctrico activó un decreto para enfrentar esta situación, creando una reserva hídrica de 650 GWh, para gestionar de manera adecuada este recurso y así evita un racionamiento eléctrico.

• Los especialistas destacan el aporte del decreto, señalando que —de todos modos- la situación de la hidroelectricidad tiene impactos no menores en los costos marginales del sistema.

• Ante esta situación se plantea la necesidad de seguir avanzando en perfeccionamientos para que no empeore el aporte hidroeléctrico, especialmente en materia de pronósticos de caudales y en el desarrollo de otras tecnologías habilitantes del almacenamiento de energía.