De acuerdo a la consultora SPEC, el vertimiento que afecta a las centrales solares fotovoltaicas y eólicas durante el primer mes de este año acumuló un total superior a 160 GWh.

Se trata de un volumen muy importante: Mayor a todo lo registrado en 2019; el equivale al 70% de las pérdidas de todo el 2020; y cerca del 40% de todo el año pasado.

Una de las entidades que viene bregando por medidas que mitiguen esta situación es la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA A.G.), que está proponiendo un plan al corto, mediano y largo plazo.

Para conocer más acerca de esta situación y del programa, Energía Estratégica dialogó con Darío Morales, director de estudios de ACERA.

¿Qué efectos genera esta situación para las centrales renovables de Chile?

En 2021 los recortes de inyecciones eólicas y solares superaron los 450 GWh. En términos porcentuales los recortes de los últimos meses están superando los valores máximos vistos en 2020, mientras que, en términos absolutos, estamos llegando a valores mensuales de recortes comparables a los peaks de 2017.

No cabe la menor duda de que este nivel de recortes afecta a la industria impactando seriamente en el balance comercial de las empresas del sector. Adicionalmente, es importante considerar que esa energía renovable no inyectada debió ser reemplazada mayoritariamente por generación fósil, lo que a su vez impacta negativamente en las emisiones totales del sector eléctrico.

No es extraño, por ende, que el factor de emisiones del sistema eléctrico nacional haya aumentado en los últimos meses.

¿Cuáles deberían ser las claves para mitigar los vertimientos?

La principal razón de estos recortes es la capacidad limitada de transmisión, así como ciertos criterios de seguridad de operación del sistema.

Para resolver el balance entre la seguridad del sistema, el retiro de unidades térmicas de carbón y el manejo de los menores aportes de hidroelectricidad que tenemos hoy, ACERA ha trabajado en una serie de medidas de corto, mediano y largo plazo.

En el corto plazo, es fundamental que las políticas operacionales y los procedimientos del Coordinador Eléctrico Nacional busquen explícitamente hacer frente a los recortes mediante estrategias para maximizar uso de la infraestructura de transmisión en niveles que no comprometan la seguridad del sistema en 500 kV, pero que sí le den holgura a la transmisión en otros niveles de menor tensión.

En el mediano y largo plazo, es urgente generar las condiciones para que las obras del plan de expansión de transmisión se planifiquen y construyan en los plazos estipulados, lo que nos lleva a analizar la idoneidad de los actuales modelos de la planificación de la transmisión.

Para esto hemos pedido en varias oportunidades al Gobierno la conformación de una instancia de coordinación público-privada para, entre todos los involucrados, hacer seguimiento, evaluación temprana de riesgos y planes de acción para gestionarlos y encauzar soluciones en los proyectos de transmisión relevantes que tengan alguna afectación.

¿Creen que durante este 2022 se podrían implementar mejoras ante esta situación?

Absolutamente. Una de esas medidas es la incorporación de automatismos que actúen sobre la generación de forma de poder usar las líneas de transmisión a una mayor capacidad, sin afectar la seguridad del sistema. Sobre este punto, actualmente el Panel de Expertos está analizando una discrepancia, de la cual ACERA es parte, en la que se cuestiona el procedimiento establecido por el CEN para la instalación de automatismos.

Dicho procedimiento fue evaluado como una dificultad para la futura implementación de más automatismos. Lo que preocupa es si, de aplicar finalmente el procedimiento propuesto por el CEN, qué otras alternativas disponibles evalúa el organismo para dar soluciones de corto plazo a fin de descomprimir las congestiones que, además, irán en aumento en los próximos años.