La transición energética enfrenta cuatro grupos de desafíos cruciales: determinar y asignar su real costo; identificar las nuevas barreras y gestionar múltiples frentes; identificar cuál es la tecnología estratégica para la transición y, por último, abordar la falta de crecimiento en la demanda eléctrica.
Por Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de Acera A.G.
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Chile, con un récord del 63% de generación proveniente de fuentes renovables en 2023, se sitúa en una posición única para lograr un sistema eléctrico cero emisiones antes de 2040. La calidad y competitividad de los recursos renovables respaldan el compromiso de ser carbono neutral para 2050.
Acera, con 20 años de liderazgo, ha centrado su acción colaborativa en diversos sectores, impulsando la reducción de emisiones y liderando el proceso de transición energética. Este año por primera vez, la generación renovable no convencional casi igualó el aporte de fuentes combustibles. Pero la complejidad de la crisis climática involucra a una variedad de actores más allá de los tradicionales de la industria energética: clientes y consumidores de energía eléctrica, comunidades y organizaciones e instituciones diversas, que administran el territorio, los permisos y la economía, convirtiéndose en actores esenciales en esta transición.
El año 2024 nos encuentra en medio de un diálogo constructivo pero complejo que intenta resolver cuatro materias inherentes a la transición energética del sector eléctrico, y que se pueden resumir, a grandes rasgos, en:
Costo real
Cuánto cuesta realmente la transición energética, y quién asume esos costos, lo que debe abordar los beneficios y costos de la transformación y adaptación de la infraestructura de la oferta y demanda eléctrica renovable, más allá del costo de la tecnología de generación. En este sentido, la discusión de las escalas de renovables requeridas, si utility o generación distribuida (PMGDs), debe ser abordada con canchas parejas de operación y con paridad regulatoria en tarifas.
A pesar de lo anterior, todas las escalas de generación renovable son necesarias, y no puede instalarse en la discusión que es una u otra industria. Más aún, entendiendo que hoy la discusión tarifaria es la cuestión más relevante en la política pública referida al consumo eléctrico y su transformación.
Identificar barreras
Sincerar las barreras y amenazas que impiden contar, por el momento, con un proyecto nacional consensuado para que dicha transición avance sin tropiezos. Visualizar estos baches es fundamental. Pero, ante la pregunta de cuál es la barrera más crítica para la transición energética, de forma de poder priorizar recursos y objetivos de política públicas, hoy no existe consenso.
¿Son las barreras de operación o de diseño de mercado las que afectan con vertimientos, desacoples y alta exposición a costos marginales cero, los mayores riesgos de la consolidación ERNC? Los vertimientos de energía ERNC fueron récord nuevamente este año y no se visualiza un plan para su gestión en el corto plazo. ¿O es acaso la falta de definiciones para complementar un sistema de alta penetración renovable con almacenamiento? ¿Es el territorio y la obtención de permisos y las reclamaciones posteriores a la obtención de una RCA el mayor escollo para el desarrollo de renovables y de la transmisión? ¿O es la cuestión tarifaria que debe sincerarse, a través de un proyecto de ley que se empieza a discutir por estos días en el Senado, a propósito del congelamiento de precios, pero que implica una distribución de alzas de tarifas en clientes finales, industriales y residenciales?
La respuesta, y lo complejo de ésta, es que la agenda de la transición energética tiene múltiples desafíos y barreras por trabajar, problemáticas concomitantes, transversales a los segmentos y todos con efectos en el consumidor final y en la velocidad de la transformación. A diferencia de los años 2000 y 2010, las agendas del sector energético tienen un alto componente de ajustes regulatorios de mercado, operación, territorio y tarifas, que no son fáciles de explicar ni de ejecutar.
Tecnología estratégica
¿Cuál es la verdadera tecnología estratégica de la transición energética? No nos referimos solamente al combustible de la transición energética. Parece ser una discusión semántica pero no lo es. En ciertos foros, se pretende instalar al gas fósil como la tecnología clave o estratégica de la transición energética del sector eléctrico. Pero hay que clarificar que en esta discusión sobre el “carácter estratégico” del gas fósil, trata sobre centrales existentes. Ergo, a nuestro juicio, lo que debería ser estratégico, son las tecnologías sin emisiones que se debieran agregar al sistema, y sus regulaciones. Clave es la modificación de la NTSyCS para incorporar la especificación de grid forming para que los IBR participen en la seguridad y balance del sistema; o, la forma de incorporar el almacenamiento necesario que proporcione los servicios que el sistema eléctrico necesita.
Las centrales a carbón y a gas son parte de la transición, de ser necesarias, pero lo que no estará a tiempo, si es que no los consideramos estratégicos, son los recursos que ofrecen las nuevas tecnologías sin emisiones en las que distintos agentes deben invertir. En el último estudio disponible sobre trayectoria óptima de descarbonización del sector eléctrico realizado por SPEC e ISCI para AGN, hay conclusiones importantes en esta materia.
Primero, no hay ninguna referencia al gas como estratégico para la operación del SEN, sino más bien complementario a un sistema con alta penetración renovable, con o sin carbón. Segundo, claramente, acuña el hecho de que el uso del gas natural irá disminuyendo de los 15 TWh/año actuales a 8-10 TWh/año después del 2035, cuando exista retiro total del carbón. Y tercero, corrobora lo que el Estudio de ACERA indicó ya en 2021 sobre órdenes de magnitud de inversiones en ERNC y Almacenamiento al 2030 y 2040, confirmando que no existe ninguna referencia a que se requieren más inversiones en gas fósil en Chile. Despeja también la intención de hacer competir el gas con el almacenamiento, con cualquiera de sus tecnologías posibles, como las baterías eléctricas, la CSP o la hidráulica de bombeo. Ya sea por costos de inversión o por costos de operación, el gas no resulta óptimo en la expansión del sistema con nuevas inversiones.
Crecimiento demanda
Por último, la gran pregunta que requiere plan de acción e implementación multisectorial: ¿por qué la demanda eléctrica no crece? El sector regulado pesa un 40% de los 83 Twh/año de total generado y tanto la refrigeración/calefacción y la carga a autos eléctricos en domicilios puede representar un salto importante en demanda de este segmento. Pero ¿cuál es la política industrial del país que estamos empujando para que se electrifiquen los usos combustibles del resto de los sectores? ¿Qué hacemos para llegar a 160 TWh/año de consumo eléctrico de aquí a 10 años? Esa política de estímulo y gestión de demanda, ¿dónde y quién la está liderando?
En la década decisiva de la urgencia climática, se plantea así un nuevo gran desafío para Acera: para asegurar una transición a un sistema eléctrico con cero emisiones, debemos ejecutar acciones y decisiones clave en estas cuatro esquinas, para hacerlas converger en el camino de incorporación al mercado eléctrico de todos los recursos renovables, almacenamiento, transmisión y equipos para la transformación y gestión del consumo eléctrico, necesarios para que la transición avance de manera eficiente, acelerada y sin distracciones.
Fuente: Revista Nueva Minería y Energía.
