La Asociación Chilena de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (APEMEC) analizó el diseño actual y posible continuidad de las licitaciones de suministro para clientes regulados en Chile, considerando que la última (Licitación 2023/01) acarreó cambios vinculados a la incorporación del concepto de medios de almacenamiento y de generación con energías renovables no variables. Rafael Loyola, director ejecutivo de APEMEC, consideró que durante 2015 y 2022 fueron "gran fenómeno de precios competitivos", pero también que existen aspectos a mejorar, a fin de reconocer el valor de la energía renovable capaz de generar de forma continua. "Lo primero tiene que ver con la cobertura espacial de los bloques licitados, donde tener que abarcar suministros demasiado lejos de los puntos de producción está llevando a la quiebra a varias empresas.
Observando los principales adjudicatarios, se ha terminado incentivando la sobrecontratación masiva por parte de los grandes actores convencionales a plazos muy largos y, en algunos casos, sin siquiera mediar compromisos de nueva generación al sistema", manifestó. Por lo que desde el gremio apuntaron a la importancia de implementar bloques que permitan fomentar el desarrollo de energía renovable de base 24x7, como la hidroeléctrica. "Dicha tecnología será cada vez más necesaria para complementar la energía variable eólica y solar, siendo una alternativa más económica, con mayor robustez y de mayor vida útil si se compara con el conjunto infraestructura de generación variable + transmisión + almacenamiento", sostuvo Loyola. Cabe recordar que en la última Licitación de Suministro 2023/01, en la que Enel se adjudicó los 3.600 GWh/año subastados, con un precio promedio de USD 56,679/MWh, incorporando un portafolio de ocho centrales de pasada (635 MW), cinco embalses (2085 MW), parques eólicos y plantas a gas natural. Y si bien las bases preliminares de dicha convocatoria incluyeron incentivos económicos al almacenamiento y generación con renovables no variables, en un primer momento las plantas con generación sujeta a variabilidad hidrológica quedaron exceptuadas de dicha definición hasta el correspondiente reclamo del sector. Por otro lado, uno de los puntos críticos abordados por Loyola en conversación con Energía Estratégica es el impacto económico de los vertimientos renovables diurnos, que en algunos casos alcanzan el 50% del total disponible, con costos marginales cercanos a cero en gran parte del bloque solar. A ello sumó un fenómeno particular del sistema chileno: "Casi un tercio de la energía diurna es proveniente de los PMGD solares, equivalentes aproximadamente a 3000 MW, que están exentos del vertimiento del sistema y cuya energía el país la paga a un altísimo precio (entre 60 a 70 USD/MWh)". Según sus cálculos, esto implica un sobrecosto anual de USD 400 millones, que afecta directamente a todos los usuarios, tanto residenciales como industriales.
Y junto con el reciente blackout del 25 de febrero, el director ejecutivo de APEMEC subrayó que "quedó de manifiesto que el sistema presenta una mayor fragilidad ante perturbaciones" y que "aún resta analizar el rol que jugaron los PMGD en la propagación de la falla". "Sin embargo, un hecho notable de destacar es que las fuentes hidroeléctricas de embalse y de pasada fueron los principales recursos utilizados para la recuperación de la falla, demostrando su gran importancia para fortalecer el sistema, en particular por inercia y su capacidad de partidas en negro, atributos hoy prácticamente inexistentes en el resto de la generación renovable del país", declaró. "El país no puede renunciar a su capacidad hidroeléctrica, en especial dadas las características geográficas únicas que tenemos.
Esto debe hacernos reflexionar sobre la necesidad de incrementar los niveles de energía renovable que sea capaz de producir energía 24x7, remunerando los atributos que entrega este tipo de generación", insistió. Pero para materializar nuevos proyectos de índole, se requeriría racionalizar la permisología ambiental y sectorial de la Dirección General de Aguas, advirtiendo que actualmente afecta "gravemente", incluso a centrales de menor impacto.
Por Florencia Guglielmetti
Por Energía Estratégica
Por Matías Medinilla
Por Emilia Lardizabal
