Hidroelectricidad: Tiempo de adaptación

El impacto de la baja hidrología está afectando la operación de este actor en la matriz energética, por lo que los especialistas plantean la necesidad de avanzar en flexibilidad, integrando la energía hidráulica con otras tecnologías.

La hidroelectricidad se ubica sin contrapesos en el trono de las energías renovables dentro de la matriz energética, tanto en capacidad instalada como en la generación efectiva en el sistema eléctrico nacional, pese a tener más de un desafío en el escenario futuro, como lo es la recurrencia de hidrologías bajas y la incorporación de nuevas tecnologías que se complementen con las centrales hidráulicas.

Y es que los actores y especialistas consultados por ELECTRICIDAD coinciden en señalar que la hidroelectricidad tiene más posibilidades de integrarse con otras tecnologías para no ver afectada su participación en la generación eléctrica del país, a lo que se suma otro tema no menor para este sector, especialmente para los pequeños desarrolladores hidráulicos, como lo es la situación actual del precio estabilizado de energía.

Participación

La hidroelectridad es la tecnología que lidera la participación en el Sistema Eléctrico Nacional, con un total de 6.763 MW de capacidad instalada en el territorio, de los cuales 3.383 MW pertenecen a centrales de embalse y otros 3.380 MW son centrales de pasada, de acuerdo a los datos de Generadoras de Chile.

Esta posición dominante se verifica en la inyección de energía al sistema, pues la hidroelectricidad supera a la generación solar fotovoltaica, eólica y de GNL, ubicándose detrás de la generación termoeléctrica a carbón.

Según las proyecciones entregadas por el Coordinador Eléctrico Nacional, en julio de este año, para la condición hidrológica media, se estima que la generación hidráulica sea de aproximadamente 2.890 GWh, llegando a un peak de 3.450 GWh en diciembre de este año. Cabe señalar que, según las estimaciones del organismo, en caso de hidrología seca, el mayor valor mensual también se alcanzaría en diciembre llegando a 2.500 GWh aproximadamente.

“Si bien la generación hidráulica aumenta en invierno debido a las precipitaciones, los meses con mayor porcentaje de aporte hídrico al sistema generalmente son octubre, noviembre y diciembre debido a los deshielos”, explica Ernesto Huber, gerente de Operación del organismo coordinador.

Pero el mayor inconveniente que tiene la hidroelectricidad es la baja disponibilidad de agua, debido a las menores precipitaciones, lo que se refleja en la probabilidad de excedencia que al cierre del primer trimestre llegó a 83,9% (mientras más alto es el porcentaje más seca es la hidrología), como indican los datos del Coordinador Eléctrico Nacional.

De hecho, las estimaciones hidrológicas para los próximos meses no son positivas. Ernesto Huber advierte que “considerando que el período de deshielo −de octubre de 2018 a marzo de 2019− ya llegó a su etapa final, podemos decir que se observaron condiciones secas desde el río Tinguiririca al norte (Aconcagua, Maipo, Cachapoal, Tinguiririca) con valores de probabilidad de excedencia de alrededor de 90%”.

“En tanto, en las cuencas del río Maule, al sur, se presentaron probabilidades de excedencia entre 70% y 80%, en los puntos de mayor relevancia, lo que implica también condiciones secas. Finalmente, en términos de energía, el deshielo 2018-2019 entregó aproximadamente un 10% menos de energía que el deshielo 2017-2018”, sostiene el ejecutivo.

Esta situación se comprueba en el menor aporte de la hidroelectricidad al sistema. Según los datos entregados a ELECTRICIDAD por el Coordinador Eléctrico Nacional, su participación bajó de 33,7%, en 2014, a 30,2% en 2018, mientras que en 2016 esta cifra llegó a 26,5% y a 29,4% en 2017.

Entre marzo de 2018 y 2019, la generación hidráulica cayó 10,9%, de acuerdo a los datos del Boletín del Mercado Eléctrico de Generadoras de Chile.

Esta tendencia es ratificada por Orlando Acosta, asesor de recursos hídricos de Generadoras de Chile, quien describe una paradójica situación: “La capacidad de regulación interanual que actualmente está disponible a través de los embalses del sistema permite sortear años puntuales de hidrologías secas, pero es limitada para enfrentar sequías multianuales como la que estamos viviendo.

A pesar de que la capacidad instalada hidroeléctrica aumentó en 40% en los últimos 15 años, pasando de 4.086 MW en 2003 a 6.753 MW en 2018, la generación anual de las centrales hidroeléctricas no consiguió aumentar su aporte al sistema en términos absolutos, siendo sustituida, en los hechos, principalmente por termogeneración”.

“Desde hace 15 años, la contribución de la hidrogeneración se estancó en torno a 22.500 GWh al año, a pesar de que en igual periodo la generación total aumentó, pasando de 45.132 GWh anuales en 2003 a 76.291 GWh anuales en 2018, lo que supone un incremento del 70% en el mismo periodo”, agrega el especialista.

La menor disponibilidad de agua para generación eléctrica está afectando la tasa de uso de la infraestructura hidráulica, explica Carola Venegas, gerenta de Nuevos Negocios del Consorcio Eólico. «La Región del Biobío es la que tiene la mayor participación hidroeléctrica, pero la disponibilidad del recursos ha caído en 50% promedio desde 2010”.

«Todas las proyecciones futuras ven difícil que la disponibilidad de agua vuelva a los niveles que existían antes de 2010. En todos los escenarios la capacidad actual de generación hidroeléctrica va a la baja, porque la tasa de uso de la infraestructura actual no aumenta por la baja disponibilidad hídrica», añade Carola Venegas.

Si bien advierte que la hidroelectricidad todavía participa de manera importante en el sector eléctrico, la especialista señala que este cambio afecta a la participación de esta tecnología, «lo que se manifiesta en la disminución de proyectos en construcción y en los que son ingresados a evaluación ambiental, por lo que la hidroelectricidad irá perdiendo posiciones. A no ser que ocurra una irrupción tecnológica significativa, es muy difícil que la hidroelectricidad vuelva a tener el nivel de inversiones que tuvo antes».

De acuerdo al Anuario Estadístico de Energía 2018 de la Comisión Nacional de Energía (CNE), las obras declaradas de generación hidráulica registraron una baja: En 2017 un 33% del total de proyectos presentados fueron hidroeléctricas de pasada en tanto en 2018 fueron un 28%, mientras que los proyectos de embalse pasaron de representar 1% en 2017 a 0,5% en 2018.

Para Eduardo Soto, director de GTD Ingenieros, otro factor que incide en la situación actual de la hidroelectricidad son las nuevas tecnologías que han ingresado a la matriz, sin perjuicio de que la hidroelectricidad «aún es la más importante fuente de generación segura y estable para nuestro sistema”.

Instalaciones de la central hidroeléctrica La Mina de Colbún. Foto: Roberto Valencia-ELECTRICIDAD.

Futuro

Esta descripción es compartida por el análisis elaborado para este medio por GPM-A.G., que reúne a pequeños y medianos generadores, por cuanto sostienen la necesidad de considerar los desafíos comerciales y competitivos que tiene esta tecnología frente a la energía solar fotovoltaica y eólica, las cuales son más económicas, por lo que pueden ofrecer precios más bajos, mientras que la hidroelectricidad sigue teniendo costos más altos, porque tiene inversiones de infraestructura más complejas, más allá del tamaño que tengan.

De acuerdo al diagnóstico de la asociación gremial, el ámbito socio ambiental que rodea a los proyectos hidroeléctricos también influye, toda vez que a pesar de que muchos proyectos entran al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental, con estudios muy robustos, finalmente ocurre que tienen rechazo social de las comunidades, haciendo que se desarrollen de forma más lenta o que se paralicen.

Esto es compartido por Eduardo Soto: “La hidroelectricidad como la conocíamos, con centrales de grandes embalses, inmensas superficies inundadas e inversiones gigantescas, debe ir en retirada, ya que el retorno de estas inversiones para los accionistas es muy largo, además de que hay mucha oposición de la ciudadanía para hacer estos mega proyectos y todas las grandes compañías presentes en el país ya las han desechado”.

Por su parte, Orlando Acosta sostiene que la clave para el desarrollo futuro de proyectos hidroeléctricos “no está tanto en la escala per se, sino en la sostenibilidad de los diseños y de sus reglas de operación”, argumentando que si se consideran los impactos que percibe la sociedad, el desarrollo de este tipo de proyectos estará condicionado “a cómo su diseño responde tanto a las exigencias del propio negocio como a la incorporación de variables relacionadas a las comunidades y el impacto medioambiental, en especial de las comunidades donde estos proyectos se emplazarían”.

“Una alternativa de proyecto que pudiera conciliar todos esos aspectos son las centrales o embalses mutipropósitos, que además son una potencial fuente de mitigación a los efectos del cambio climático al proveer control de crecidas y reserva de agua”, añade el asesor de Generadoras de Chile.

Pero desde el punto de vista ambientalista el panorama es lapidario para futuros proyectos hidroeléctricos. Para Flavia Liberona, directora ejecutiva de Fundación Terram, “la situación es difícil porque Chile tiene un creciente déficit hídrico y, más allá de si a uno le gusta o no la tecnología, apostar por la hidroelectricidad es un riesgo hoy, por lo que debemos transitar a otras formas de generación eléctrica, así que en ese sentido se tiende a pensar que la solución va más por el uso de energía solar, eólica y geotérmica”.

Para la ejecutiva, el desarrollo de iniciativas de menor envergadura tampoco es una solución, pues explica que lo importante es evaluar la cuenca hidrográfica, “porque un proyecto pequeño puede ser bueno, pero si en el mismo curso de agua se meten diez de estos proyectos, se genera un impacto tan negativo como instalar un proyecto grande. No es que las centrales de pasada tengan per se mejores condiciones que una de embalse, pues en teoría son mejores, siempre y cuando tengan una mirada sobre todo el curso de agua”.

En GPM-A.G. se señala que el escenario de menor uso de agua también tensiona la operación del sistema eléctrico y, por consiguiente, los precios del mercado spot, los cuales “con periodo de sequía tienden a subir, lo que hoy explica los eventos de precios más altos en la zona centro sur. En la medida que vaya disminuyendo su participación, en comparación a otras tecnologías de generación, las hidrologías tendrán una menor preponderancia sobre los precios”.

Esta situación es complementada por Eduardo Soto, quien de todos modos prevé que hay un espacio para disminuir el precio. “El costo marginal, con las hidrologías a la baja que se registran, está entre US$50 MWh y US$60 MWh, pero debería ir bajando por la vía de la interconexión nacional final y definitiva, con la incorporación de la línea Cardones-Polpaico, junto a la incorporación de un mayor número de centrales renovables y por los cambios en la hidrología con años menos secos y las próximas subastas de energía”.

Nuevas tecnologías

La incorporación de nuevas tecnologías surge como una alternativa para que la hidroelectricidad no siga perdiendo posiciones en su participación dentro de la matriz energética, por lo que los especialistas, además de la complementariedad que puede tener con la generación solar fotovoltaica y eólica, mencionan el uso de baterías de almacenamiento y el bombeo hidráulico.

Una de las iniciativas lanzada este año es el proyecto “Virtual Dam” de AES Gener, ubicado en la comuna de San José de Maipo, donde se instalará un sistema de baterías de 10 MW, que podrán operar por cinco horas para el almacenamiento de energía, que se ubicará cerca de la central hidroeléctrica Alfalfal I (de 178 MW).

El lanzamiento de este proyecto se realizó oficialmente en la Junta de Accionistas 2018 de la empresa, donde su gerente general, Ricardo Falú, destacó que esta combinación permitirá “contar con un reservorio de energía y no de agua, dando una mayor seguridad y flexibilidad al sistema nacional y nos encamina a lograr en un futuro cercano un suministro las 24 horas del día por 365 días al año libres de emisiones y más competitivo”.

Según el análisis elaborado por GPM A. G., este tipo de proyectos plantean una “combinación virtuosa” para la hidroelectricidad, por cuanto “en la medida en que las tecnologías van bajando sus costos, logran ser integradas en mayor cantidad en los sistemas eléctricos, por lo que tengo la confianza de que en los próximos años los sistemas de almacenamiento, como baterías, van a ir reduciendo sus costos, lo que significará que solucionen distintas problemáticas”.

Orlando Acosta sostiene que esta clase de innovaciones “permitiría agregar una componente de gestionabilidad a este tipo de centrales. Si bien esto conlleva desafíos de tipo más operacional que técnicos, sus beneficios parecieran ser importantes al momento de decidir evaluar alternativas de este tipo vinculadas a la hidrogeneración”.

Un pensamiento similar tiene Carola Venegas, puesto que “los embalses conceptualmente son un sistema de baterías y son tarificadas por el sistema bajo esta función. En Chile, como el sistema tiene una mayor competitividad, todas las tecnologías son sensibles a los precios y, en la medida en que las baterías tengan un precio que les permita ir compitiendo con otras tecnologías, pueden ir surgiendo en el sistema”.

A juicio de la ex seremi de Energía de la Región del Biobío, la hidroelectricidad está en condiciones de encontrar otros espacios de participación, por lo que plantea que es la misma industria “la que tiene que ser flexible respecto de cuándo es el minuto de usar una tecnología u otra”.

De acuerdo a Eduardo Soto también es necesario introducir mayor tecnología en los procesos de generación y control de las actuales centrales hidráulicas, “incluyendo más equipamiento para permitir manejar óptimamente la variación de la demanda, la regulación de frecuencia y la tensión en las redes, así como una mejor visibilidad del sistema eléctrico a través de tecnologías Scada más modernas y más completas”.

Conclusiones

  • La ausencia de nuevos proyectos, la baja hidrología de los últimos años y la competencia de la energía solar y eólica son algunos factores que explican la actual situación de la hidroelectricidad dentro de la matriz energética.
  • Esta situación ha provocado un efecto en la realización de proyectos hidráulicos, además de su impacto en los costos marginales con esta tecnología.
  • El nuevo escenario plantea la necesidad de adaptar nuevas tecnologías que se pueden integrar con la generación hidroeléctrica.

 

Recuadro 1

El potencial del bombeo hidráulico

La otra tecnología que puede incorporarse en el sector es el bombeo hidráulico, el cual cuenta con un sostén regulatorio para que pueda desarrollarse en el país, según explica a ELECTRICIDAD Sebastián Espinoza, director de Estrategia de Valhalla, empresa que busca materializar el proyecto Espejo de Tarapacá, el cual consiste en una central hidráulica de bombeo de 300 MW que opera con agua de mar, ubicada aproximadamente a 100 kilómetros al sur de Iquique.

El ejecutivo precisa que esta tecnología permitirá eliminar, a un bajo costo, “la intermitencia de fuentes renovables no convencionales como la energía solar”.

Sebastián Espinoza, director de Estrategia de Valhalla. Foto: Gentileza Valhalla

“El bombeo es parte de los sistemas de almacenamiento y tiene la particularidad de utilizar dos reservorios: uno superior donde se acumula el agua, y otro inferior, donde se recibe el agua en turbinas para generar energía”, asevera.

Espinoza detalla que en Chile, desde 2016, se pueden incorporar sistemas de almacenamiento a nivel legal, mencionando que existe un reglamento, además de otros tres mecanismos: El arbitraje de precios, la transmisión y los Servicios Complementarios.

“El arbitraje de precios que entra al mercado de generación se enfoca en lo que dice el reglamento de bombeo hidráulico, el cual permite proveer potencia suficiente al sistema, entregar servicios complementarios y realizar arbitraje de energía”, sostiene el ejecutivo.

De acuerdo a Sebastián Espinoza, el proyecto de Valhalla es un prototipo “para replicarlo a medida que el sistema eléctrico vaya requiriéndolo, y actualmente evaluamos los modelos de negocios, a través del arbitraje de precios, como en transmisión, donde el regulador evalúa el costo-beneficio con sistemas de almacenamiento. A partir de esto evaluamos y estudiamos distintos tipos de financiamiento con potenciales inversionistas para poder dar inicio a las obras, dado que la ingeniería ya está lista”.

Recuadro 2

La discusión del precio estabilizado de energía

El artículo 149 de la Ley General de Servicios Eléctricos permite que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) puedan acceder al mercado spot, mediante el costo marginal o con el mecanismo del precio estabilizado de energía, el cual está normado por el D.S. 244 de 2005.

Esta normativa pretende ser modificada por el Ministerio de Energía, por lo que en abril se constituyó un grupo de trabajo que recoge las observaciones de los distintos actores del sector, donde el precio estabilizado es uno de los principales puntos a discutir.

Para el sector de los pequeños y medianos desarrolladores hidroeléctricos, la modificación al reglamento es de vital importancia.

El análisis de GPM-A.G. indica que este reglamento fue modificado en 2015, generando un escenario más complejo para el sector, pues “dado los cambios tecnológicos que hemos tenido, el mecanismo de alguna forma está distorsionando el mercado de precios de energía, porque hoy día los generadores tienen que tener contratos o vivir de sus ingresos en el mercado spot, pero en cambios los PMGD tienen la opción del precio estabilizado”.

“En algunos puntos de la red eléctrica, los costos marginales serán permanentemente muy bajos e incluso cercanos a cero, haciendo que las plantas solares que optan por el precio estabilizado reciban entre US$50 a US$60, dependiendo del cálculo que hace la CNE. Esto significa que esta diferencia se hace permanente. El precio estabilizado original se pensó para centrales hidroeléctricas y eso se suponía que iba a ser compensado año a año pero no se pensó que permanentemente una central generadora reciba la diferencia entre el costo marginal muy bajo o cero y un precio estabilizado en torno a US$60, por lo que esta situación se tiene que modificar”, afirman en el gremio de pequeños y medianos generadores.

PMGD solar Queule. Foto: Rayen Luna-ELECTRICIDAD.

Rafael Loyola, director ejecutivo de la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec), coincide con avanzar en las modificaciones al reglamento, especialmente en el cálculo del precio estabilizado, por cuanto sostiene que esto “no puede prestarse para que se sobre instale un parque solar fotovoltaico percibiendo precios artificialmente altos bajo el actual mecanismo”.

Tanto en GPM-A.G. como en Apemec comparten la idea propuesta de las autoridades para que el cálculo del mecanismo considere bloques horarios. Loyola afirma que esta medida implicaría “que cada tecnología perciba el precio de estabilización según su propia entrega de energía al sistema”.

“De esta forma, cada generadora PMGD recibirá el precio estabilizado que le corresponda, distinguiendo entre PMGD que entregan energía en forma continua, como las centrales mini hidro, geotérmicas, de concentración solar u otras, y el precio estabilizado para las centrales solares fotovoltaicas u otras”, agrega.

A juicio de GPM también habría que revisar si es que este precio incluye la banda de precio medio de mercado, pues consideran que no representa el precio real de mercado que podrían estar obteniendo este tipo de proyectos en contratos que se puedan obtener hoy en el mercado, por lo que creen que no debería aplicarse al precio nudo de corto plazo horario para dicha banda de precios.

Sin embargo, para la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.), el cambio “no está debidamente justificado con estudios que lo recomienden y no resulta oportuno en un momento en que el gobierno quiere dar señales para el aumento de las inversiones”, indica Carlos Finat, director ejecutivo del gremio.

“Si se toma en consideración que dentro de las tecnologías ERNC que se usan como PMGD, la mini hidro cuesta tres veces más que la fotovoltaica y dos veces más que la eólica, es entendible el interés de Apemec por obtener un precio estabilizado más alto fuera del horario diurno, como resultaría de la aplicación de la propuesta del gobierno, sin embargo, los beneficios que el desarrollo de esta tecnología le entregan al sistema total debería ser el punto central de la discusión”, plantea el ejecutivo.

Bocatoma de central mini hidro. Foto: Archivo ELECTRICIDAD.

“El precio estabilizado abrió una opción de financiamiento que actualmente −tras el anuncio de su revisión−, se ha transformado en una situación de total incertidumbre para los inversionistas, afectando a la industria PMGD completa, incluso a muchas empresas mini hidro”, añade Finat.

Otro gremio que participa en la discusión es Acesol. Su consejero y director del Comité PMGD, Carlos Cabrera, señala que están de acuerdo en realizar cambios al reglamento, como disminuir la especulación en el sector de PMGD y evitar la fragmentación eléctrica en los proyectos.

“Estamos a favor de que se aumenten los controles, pero no estamos de acuerdo en cambiar el precio estabilizado porque venimos de un largo proceso de modificar la norma técnica que aún no se termina, además de que se realizará una reforma a la distribución”, indica el ejecutivo.

“Un segundo punto es que la industria del precio estabilizado recién en los últimos dos años está despegando y ha salido a flote, en base a un reglamento que si bien tiene más de diez años vigente, el mecanismo lleva poco tiempo en real funcionamiento como para definir si está funcionando bien o mal”, agrega.

Cabrera descarta que el precio estabilizado sea un “subsidio encubierto, pues es un mecanismo bidireccional de compensación, donde su costo acumulado a la fecha ha sido del orden de US$8 millones. Hemos hecho estimaciones preliminares, que están a la espera de ser confirmadas por un estudio, en que los proyectos PMGD generarían ahorros por US$20 millones en pérdidas de transmisión y otros US$8 millones en reducciones de emisiones de CO2”.

“Hemos contratado un estudio para cuantificar los beneficios de los PMGD al sistema, y otro estudio para evaluar el impacto del precio estabilizado para los próximos años”. Finalmente, sostiene que si se pretende calcular este precio en forma horaria o por bloque, también se debe hacer en forma estacional”, concluye.

 

Recuadro 3

El aporte del sector mini hidro

Rafael Loyola, director ejecutivo de Apemec, destaca a ELECTRICIDAD la situación actual de la industria mini hidro: “En los últimos cinco años este sector en Chile más que duplicó su aporte al sistema eléctrico, pues pasamos de tener 55 centrales, con un total de 20 MW de capacidad instalada en 2014, a tener 120 centrales por un total de 495 MW, además de que hay otros 749 MW adicionales aprobados ambientalmente”.

Según el ejecutivo, “los desarrolladores de estos proyectos han internalizado la necesidad del relacionamiento temprano con las comunidades y de compartir beneficios, por lo que existe una nueva camada de proyectos funcionando que incorporan diseño a sus casas de máquinas, y que entienden la necesidad de vincularse con su entorno social. Esta es la nueva manera de hacer hidroelectricidad en el país”.

“Como gremio estamos concentrados en plantear a la autoridad la necesidad de igualar condiciones de competencia en el mercado eléctrico de forma de retomar el crecimiento de las centrales minihidráulicas, haciéndolas competir en igualdad de condiciones respecto de las otras tecnologías de generación, en especial las variables”, agrega Loyola.

 

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