(Diario Financiero) Cada vez más atrás van quedando los tiempos en que la hidroelectricidad tenía el predominio en la matriz eléctrica nacional con participaciones que llegaron a rondar el 70% del total en el Sistema Interconectado Central (SIC).

Y si bien hasta hace poco eran las tecnologías térmicas las que estaban arrebatando este sitial, en lo venidero serán las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), particularmente eólica y solar, las que incrementarán fuertemente su presencia, restándole peso a estas dos fuentes convencionales.

Así lo establece un estudio que la Universidad de Chile elaboró por encargo del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) del SIC, para modelar el impacto que la masiva incorporación de renovables no convencionales tendrá en la operación del Sistema Eléctrico Nacional (SIN), es decir, post interconexión del SIC y la red del Norte Grande (SING).

Lo anterior considerando especialmente el resultado de la reciente licitación de suministro donde las centrales eólicas y solares se adjudicaron del orden de la mitad de los importantes volúmenes disponibles, con contratos que comenzarán a regir a partir de 2021.

Bajo este escenario, la primera conclusión es que la capacidad combinada en base a viento y sol representará el 25% de la matriz eléctrica al 2021, un porcentaje que al 2025 se incrementará al 28,3%, superando a la potencia hidroeléctrica, considerando centrales de embalse y pasada, que en su conjunto representarán el 24,6% del total a ese año.

En ambos años, el predominio del sistema lo mantendrán las tecnologías térmicas, con el 41% de participación tomando en este caso las unidades en base a carbón, gas natural y petróleo. A 2021 este tipo de generación representaría el 46,2% de la matriz, lo que implica que su peso también se reduce en favor de las mencionadas ERNC.

Persistirá congestión en redes

En el estudio se concluye que pese a la variabilidad que presentan estas tecnologías no convencionales, en mayor medida el viento, el SIN operará en forma satisfactoria en hidrologías húmeda, seca y media, y en los escenarios operativos más desfavorables simulados.

Destacan que las centrales existentes y proyectadas en el parque generador serán capaces de responder en forma adecuada al comportamiento variable de las ERNC, “cumpliendo un rol importante las centrales de embalse, en conjunto con las unidades térmicas a carbón (en las hidrologías media y húmeda)”.

Esto último se debe a que las simulaciones determinaron que distinto a lo que han planteado en la industria y algunos especialistas, un mejor pronóstico de la disponibilidad de viento, el que a su vez no representará un porcentaje tan alto del volumen total generado, hará que no se requieran tantas partidas de las centrales a carbón, las que en realidad seguirán operando en base y, en estos escenarios, a un costo menor que el GNL, con lo cual mantendrán su preminencia en el orden del despacho.

La regulación con centrales de GNL se requerirá sólo como sustituto del agua en las hidrologías secas, que no necesariamente serán las menos, observando la evolución climática de los últimos años.

Otro punto que menciona el estudio es que los vertimientos o recortes de ERNC, que en estos momentos son habituales por las restricciones en la capacidad de transmisión, continuarán más allá de 2021, pese a la interconexión y el supuesto fin para ese momento de obras de refuerzo del sistema centro-sur, como la línea Cardones-Polpaico, ya que la congestión en la red persistirá en la zona sur del SIN, específicamente desde Charrúa (a la altura de Concepción) al sur. Esto último sin considerar en la simulación las obras propuestas para entrar en servicio después de 2022.

LÍNEA CARDONES-POLPAICO: HASTA UN AÑO DE RETRASO

Aunque Interchile sinceró que la construcción de su línea de transmisión Cardones-Polpaico presenta “un atraso considerable”, aún no está clara la magnitud de este desfase.

Si bien el CDEC-SIC estimó que el rezago sería de tres a cuatro meses, analistas apuntan a una demora mayor de este proyecto que viabilizará la interconexión entre los dos principales sistemas eléctricos del país y que debería estar operando en diciembre de 2017, según comprometió el actual gobierno.

Sebastián Bernstein, socio de Synex, estima que la iniciativa podría demorarse hasta un año más de lo previsto y entraría en operación en enero de 2019 como escenario base más probable en los estudios que han hecho a sus clientes.

El consultor explicó que esta hipótesis está basada en la experiencia de la firma en el sector eléctrico ya que hasta el momento “no hay información muy clara si los problemas que tiene el proyecto se pueden resolver antes o no”.

El ex secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía añadió que siempre pensaron que la línea enfrentaría problemas en su avance.

“Se ha dicho que tendría cuatro meses de atraso pero es muy difícil seguir esa información porque nadie cuenta la verdad”, afirmó.

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