Reconocido por sus pares como una persona muy estudiosa y aplicada, Daniel Salazar, ya lleva seis años a cargo de la Dirección del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), organismo encargado de coordinar la operación del sistema eléctrico que abastece las Regiones de Arica y Parinacota, de Tarapacá y de Antofagasta.
En entrevista con Revista ELECTRICIDAD, el especialista −quien también fue jefe del Área Eléctrica de la Comisión Nacional de Energía (CNE)− detalla sus proyecciones para este año, además de resaltar los resultados obtenidos en el “Estudio de Transmisión para la inserción ERNC: Escenarios 2018 y 2021”, el cuarto en su tipo y que, a diferencia de los anteriores que tuvieron énfasis en el análisis temporal del sistema, tuvo el foco en el aspecto espacial.
¿Cuáles fueron las principales consideraciones del estudio?
El estudio, realizado internamente por un grupo de especialistas del CDEC, analiza en detalle el comportamiento del sistema de transmisión del SING, ante una penetración de ERNC variable (eólica y solar fotovoltaica) de un 15% y un 19% a 2018 y 2021, respectivamente, considerando las centrales en operación y las declaradas en construcción, con el fin de detectar en forma temprana eventuales restricciones y capacidades de transmisión disponibles para una alta inserción (segura y económica).
¿Por qué se analizaron esos años?
El estudio observa dos momentos, en 2018 (año que nace la interconexión) y 2021 (cuando se tiene la infraestructura definitiva). No hay que olvidar que la integración de los sistemas eléctricos parte con la conexión de la línea de TEN e Interchile pero después se agregan obras complementarias.
Tras los resultados obtenidos en este estudio de localización, ¿qué recomendación le daría a los desarrolladores y grandes clientes?
Es muy importante que los proyectos busquen mejores localizaciones. Hoy la mayoría de los promotores están buscando puntos cercanos al sistema de transmisión troncal ya que se cree que al estar cerca los costos de transmisión van a ser menores y no existe riesgo de congestión. Si bien es cierto que la búsqueda de esos puntos facilita la conexión de proyectos, por la realidad del Norte Grande (con grandes consumos y clientes), se obtienen más beneficios y se puede insertar más energía renovable si los proyectos se localizan cerca de la demanda.
Proyecciones 2016
¿Cuáles son las estimaciones del CDEC SING para este año en cuanto a inyección de energía y demanda?
Este año se incorporarán más de 1.500 MW, considerando proyectos que están en construcción y que verán la luz en los próximos meses. De estos, del orden de 1.000 MW son termoeléctricos (entre AES Gener, con su proyecto Cochrane y BHP con Kelar). El desarrollo solar, en tanto, está pronosticado para 500 MW.
En cuanto a la demanda, 2015 cerró con un incremento de 6,2% y esto se debió a los proyectos en expansión mineros que venían en desarrollo. La condición cambia en 2016 y las proyecciones deberían ser bastante más bajas. Estimamos en 1 o 2 puntos porcentuales de crecimiento.
Y en este panorama, ¿cómo deberían estar los costos marginales?
Tendremos un leve crecimiento de la demanda con una oferta de energía aumentada, esto provocará que los precios de corto plazo y los costos medios de operación bajen. A esto se suma el descenso de los precios del petróleo y el carbón, lo que nos dará un escenario con excedentes de energía a bajo costo.
¿Esto ayudará entonces a concretar la exportación de excedentes de energía a Argentina?
Hasta ahora no se ha podido concretar la venta de energía al país vecino netamente por una razón económica: porque los excedentes que hoy tiene el sistema son de generación en diésel y esta tiene un costo alto en términos relativos. Esta situación puede cambiar en el invierno cuando los excedentes sean de energía térmica eficiente o solar.
¿Cuáles serán las principales preocupaciones del CDEC SING durante este año?
Queremos mantener y mejorar lo que hemos hecho en el último año, en el que se redujo en un 30% la energía no suministrada, con menores cortes y menos afectación a clientes.
Otro eje que queremos impulsar son las auditorías, hasta la fecha hemos hecho tres relevantes y tenemos un plan bastante más ambicioso.
El proceso de integración será relevante también. Hay una agenda compartida con el CDEC SIC y seguiremos trabajando en ella.
Recuadro
Conclusiones del estudio
Las principales inferencias del “Estudio Transmisión para la inserción ERNC: Escenarios 2018 y 2021” son las siguientes:
- En cuanto a localización, los puntos de “demanda” presentan beneficios en relación a los puntos “tradicionales”. Ello se manifiesta tanto en materia de seguridad para el sistema (al no producirse congestiones ni vertimientos) y un mayor aprovechamiento del recurso ERNC.
- En un escenario de exportación hacia el SIC, los puntos de demanda que presentan mayor capacidad de inyección ERNC corresponden a las siguientes subestaciones de 220 kV: Laberinto con 820 MW, Domeyko con 730 MW, Chuquicamata con 520 MW y Sierra Gorda con 395 MW.
- En un escenario de importación desde el SIC, los puntos de demanda que presentan mayor capacidad de inyección ERNC corresponden a las siguientes subestaciones de 220 kV: Laberinto con 730 MW, Domeyko con 620 MW, Sierra Gorda con 410 MW y Esperanza con 305 MW.