La sequía de los últimos diez años es el fantasma que persigue a la hidroelectricidad en el país, tecnología que –pese a la menor disponibilidad hidrológica- sigue desarrollando proyectos que se conectan al Sistema Eléctrico Nacional, además de mantener una participación central dentro de la generación, según destacan a ELECTRICIDAD autoridades, representantes gremiales y consultores de la industria.

El diagnóstico es que, si bien el recurso hídrico sigue su tendencia a la baja, por el déficit de precipitaciones, la generación hidráulica tiene un alto potencial para encontrar nuevas oportunidades, especialmente con la incorporación de nuevas tecnologías, como –por ejemplo- los sistemas de almacenamiento de energía.

Radiografía

De acuerdo con los datos de Generadoras de Chile, elaborados en base al Ministerio de Energía, la capacidad instalada de la tecnología hidráulica llega a 6.823 MW, lo que representa un 25,9% del sistema eléctrico local, mientras que, en materia de energía generada, registra una participación de 18,9%, ubicándose detrás de la generación térmica.

 

Las perspectivas a futuro para esta fuente energética también son positivas. Según los datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE), actualmente se registran 15 proyectos hidroeléctricos en construcción (entre los cuales hay dos ampliaciones) y que aportarán al sistema un total de 1.089 MW de potencia instalada nueva, con iniciativas que van desde 1 MW a 267 MW.

José Venegas, secretario ejecutivo del organismo regulador, destaca esta situación, afirmando que la hidroelectricidad “es una fuente relevante de la matriz eléctrica del sistema nacional, a pesar de la escasez que hemos vivido respecto del recurso hídrico durante los últimos años”.

“Además de su aporte a la generación limpia, la hidroelectricidad resulta fundamental para la provisión de servicios complementarios como regulación de frecuencia y reacción rápida a los cambios de demanda u oferta, flexibilidad que es inherente a la tecnología de generación hidráulica y que contribuyen a la operación segura del sistema eléctrico”, sostiene la autoridad.

Esto es compartido por Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadoras de Chile, quien también concuerda en que la tecnología hidráulica “sigue siendo la principal fuente de generación renovable en Chile”, por lo que tiene un papel fundamental para avanzar en las metas de carbono neutralidad comprometidas por el país.

Lo mismo sostiene Rafael Loyola, director ejecutivo de la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec), quien resalta el aporte que realizan este tipo de proyectos en la matriz energética: “En proyectos mini hidráulicos bajo 20 MW, hay otros 779 MW adicionales con su aprobación ambiental al día. La industria mini hidro chilena ha vivido recientemente un ciclo virtuoso en materia de inversión, sin duda el más importante en su historia. En algunos años, Chile pasó de tener 55 centrales minihidráulicas por 256 MW totales, a más de 130 centrales por 516 MW, con una inversión de UDS$1.800 millones, quedándose en la industria nacional cerca del 80% de ese monto”.

Hidrología

La nube negra en el horizonte de la hidroelectricidad es la baja hidrología de los últimos años, que ha provocado una reducción en la disponibilidad acumulada del recurso, impactando en la participación de esta tecnología. Según los datos del Anuario Estadístico 2019 de la CNE, la cantidad de agua acumulada en los puntos de medición dentro del territorio nacional ha bajado de 19.939 a 13.777 milímetros de agua entre 2009 y 2019, lo que significa una diferencia de 31%.

Para Valentin Albinet, socio y gerente Cuantitativo de Antuko, si bien la hidroelectricidad “juega un papel clave en el sistema eléctrico chileno, lo que no va a cambiar, la situación actual del recurso hidráulico para producir electricidad es muy preocupante”.

El análisis del especialista advierte una lenta desviación a la baja del recurso disponible para producir electricidad desde 1979, considerando una media móvil de 15 años, advirtiendo que lo más preocupante es que esta desviación parece acelerarse desde 2007.

“Mirando en la década de 2010, solo han ocurrido años secos: 2019 terminó con una probabilidad de excedencia de 93%. Y el año hidrológico 2020 empezó siendo el más seco de la historia: como consecuencia, datos preliminares de operación para el mes de abril 2020 muestran una caída de 31% de la generación hidráulica, comparando con abril 2019”, precisa.

De todos modos, Eduardo Soto, director ejecutivo de Alpha Energía Consultores, señala que la disminución en las cotas de las cuencas hidrológicas “deberían recuperarse y esos embalses serán de un grado de importancia superlativo para lo que es el abastecimiento del sistema eléctrico del país, especialmente si su operación se complementa con otras tecnologías con recursos renovables».

A su juicio, la operación del sistema eléctrico con menor disponibilidad de agua para generación “es posible lograrla ya que la configuración actual del sistema tiene múltiples tecnologías disponibles por tanto se logra un abastecimiento normal y seguro”.

Flexibilidad

Los especialistas sintonizan en la premisa de que una menor disponibilidad del recurso hídrico para generación eléctrica, junto a la incorporación de las energías renovables variables (solar y eólica), representa una oportunidad para avanzar en materia de flexibilidad dentro del sistema eléctrico, por lo que plantean que la hidroelectricidad tendrá un rol central, particularmente en el actual contexto de descarbonización de la matriz energética y en cumplir las metas de carbono neutralidad a 2050.

A partir de la actual disponibilidad hidrológica, Valentin Albinet sostiene que la optimización de la operación del sistema eléctrico “se hace principalmente gracias a los embalses, que permiten complementar la generación solar y eólica para abastecer la demanda, reduciendo la necesidad de flexibilizar las plantas térmicas, dado que su flexibilidad tiene un cierto costo”.

“En la práctica, se hace un uso muy estratégico del agua almacenada, reservándola para momentos de mayor demanda neta (demanda bruta menos la generación solar y eólica): la generación de embalse en general está a su mínimo durante las horas solares y alcanza su máximo durante las horas de noche, proporcionando rampas significativas

Además, la operación óptima del sistema eléctrico podría mejorarse mucho contando con sistemas de bombeo, que todavía están ausentes en Chile”, añade el especialista. Según José Venegas, la flexibilidad de las centrales hidráulicas pasa por el atributo natural con que cuentan los embalses, con la capacidad de gestión de la energía que ello implica, especialmente en estos tiempos en que estas plantas generadoras “aparecen como un complemento perfecto de las otras tecnologías limpias”.

La autoridad también resalta el rol que tienen las centrales hidráulicas de pasada: “Tienen variabilidad estacional que presenta cierta madurez para su representación en la simulación de la operación esperada del sistema eléctrico, contribuyendo así también como complemento a las tecnologías eólica y solar fotovoltaica. Es así como en lo que va del año, se ha visto una gran participación de la operación hidroeléctrica en la provisión de los servicios complementarios asociados al control de frecuencia”.

Esto es complementado por Valentin Albinet, quien resalta el interés que tiene la transformación de embalses existentes “en sistemas que permitan la turbinación o el bombeo de agua, lo que podrá ser clave para mantener alto niveles de generación y participación en el mercado”.

La visión de Claudio Seebach es que las centrales de embalse cuentan con una capacidad suficiente de regulación, por lo que asegura que el sistema eléctrico deberá seguir dependiendo de la operación flexible de este tipo de instalaciones, especialmente mientras no se incorporen masivamente otras tecnologías, “como el almacenamiento eléctrico o la gestión de demanda con redes inteligentes”.

José Venegas redondea este principio de flexibilidad, señalando que, “a pesar de la escasez hídrica, hay que recordar que las centrales eléctricas de embalse otorgan al sistema eléctrico -con menos costos y mayor seguridad que casi todas las otras tecnologías- la posibilidad de atenuar variaciones abruptas de los costos marginales, por cambios drásticos en los precios de combustibles, o las variaciones intradiarias de los consumos y centrales sin capacidad de gestión, contribuyendo así a una operación más económica”.

Otro atributo de flexibilidad que destacan los actores de la industria es la función multipropósito, como afirma Rafael Loyola: “La menor disponibilidad de agua debería hacer reflexionar a la industria completa acerca de la necesidad de implementar infraestructura hídrica multipropósito”.

“Por ejemplo, las pequeñas y medianas centrales hidroeléctricas plantean un beneficio directo para las comunidades y finalmente para el país en su conjunto, al promover el uso compartido del agua entre distintas industrias y actividades. Así, en materia de infraestructura de riego, mediante las mini hidro los regantes han financiado mejoras en redes de distribución de agua y aumentos en la capacidad de almacenamiento. Esto es clave para aprovechar un recurso cada día más escaso, y generar mayores capacidades para adaptarse al cambio climático”, precisa el representante gremial.

Claudio Seebach coincide con esta idea: “Para un uso más eficiente del recurso hídrico se pueden plantear proyectos hidroeléctricos con embalses multipropósitos (generación eléctrica, riego para agricultura y agua potable para consumo humano, principalmente), los que adicionalmente también pueden ayudar a gestionar los riesgos de crecidas y aluviones como parte de la adaptación al cambio climático frente a eventos climáticos extremos”.

Almacenamiento

Dentro de las oportunidades que surgen en el actual escenario para la operación hidroeléctrica también está el almacenamiento de energía. Rafael Loyola afirma que implementar esta tecnología en centrales hidroeléctricas de pasada, como lo hace AES Gener con su proyecto virtual DAM, marcará un antes y un después.

En esto concuerda Valentin Albinet, quien asegura que el almacenamiento mediante baterías “terminará por disminuir la participación de las plantas térmicas con combustible fósil, lo que refuerza a la hidroelectricidad como el mejor aliado de cualquier sistema eléctrico basado en fuentes renovables de energía”.

Por su lado, Claudio Seebach, sostiene que es posible integrar un sistema de almacenamiento “a un proyecto hidroeléctrico sin regulación, y constituir algo parecido a una central hidroeléctrica de embalse. Este ‘embalse virtual’, cuya capacidad dependerá del tamaño del sistema de almacenamiento eléctrico, se puede integrar al sistema para entregar la flexibilidad requerida en el escenario de un alto desarrollo de energías renovables variables como el chileno”.

Bajo el punto de vista de los pequeños y medianos generadores, presentados en la asociación gremial GPM-A.G. el almacenamiento y la generación hidráulica no son excluyentes, sino todo lo contrario, ya que forman parte de soluciones “que están orientadas a distintas ventanas de tiempo, una como energía de base y la otra como aporte principal a las horas de mayor estrés del sistema, ya sea por la necesidad de rampas de generación o de aporte en horas de alta demanda”, afirma Danilo Zurita, director ejecutivo del gremio.

“Es totalmente deseable que todas las tecnologías renovables convivan y sean complementarias, ya que ambas dotan al sistema de flexibilidad entre otros atributos. Pero esas características deben ser reconocidas por la regulación para la competencia en igualdad de condiciones”, plantea.

Otra tecnología que finalmente menciona Eduardo Soto para mejorar la operación hidroeléctrica es la automatización y control, “incluyendo más equipamiento para permitir manejar óptimamente la variación de la demanda, la regulación de frecuencia y la tensión en las redes, además de otorgar mejor visibilidad del sistema a través de Scada más modernos y más completos”.

Conclusiones

• Si bien la sequía ha afectado la participación de la hidroelectricidad en la generación eléctrica, los especialistas afirman que esta tecnología sigue siendo relevante para la operación del sistema eléctrico en vista a la flexibilidad que se requiere a futuro.
• Las oportunidades que se estiman a futuro con las centrales hidráulicas consideran la incorporación de tecnologías de almacenamiento, para lo cual la implementación de sistemas de baterías en este tipo de plantas generadoras se aprecia como una solución concreta.
• Avanzar en temas regulatorios para despejar ciertos aspectos en materia de competencia es otro aspecto que destacan los actores de este sector, donde las expectativas están puestas en la estrategia de flexibilidad que defina el Ministerio de Energía.

Estrategia de flexibilidad: principios y expectativas

El avance regulatorio que actualmente se revisa en el sector principio de la neutralidad tecnológica, en que se internalicen los energético, como lo es la estrategia de flexibilidad que encabeza costos de cada fuente energética presente en el sistema eléctrico”.

José Venegas indica que la capacidad de las centrales hidráulicas “para disponer de capacidades relevantes de gestión temporal de la energía almacenada, hace que sean una fuente de almacenamiento natural de la energía, por lo que deberá ser reconocida por los distintos perfeccionamientos regulatorios que se están llevando adelante en el sector eléctrico, tales como la estrategia para la incorporación de flexibilidad, o la actualización de los mecanismos de remuneración de potencia de suficiencia, los cuales deberán hacer el tratamiento adecuado de la tecnología hidráulica con capacidad de regulación y almacenamiento”.

A juicio del secretario ejecutivo de la CNE esta característica “constituye un complemento relevante a las nuevas tecnologías en que se basan los sistemas de almacenamiento de energía (como los bancos de baterías), puesto que las capacidades de gestión temporal de las centrales hidráulicas suelen ir desde las horas hasta los días, semanas o meses. En ese sentido, la capacidad de almacenamiento y regulación del aporte hidroeléctrico seguirá siendo un factor relevante para el sistema y mercado eléctrico y para el cumplimiento de los criterios de eficiencia económica en la operación del sistema”.

La autoridad recuerda que el organismo regulador actualmente se encuentra trabajando en conjunto con el Ministerio de Energía “en el adecuado reconocimiento de las señales de flexibilida en el sistema eléctrico”, precisando que la tecnología de generación hidroeléctrica, “tiene importantes ventajas comparativas respecto de dicha provisión”.

“Por otro lado, actualmente se encuentra en curso el proceso de perfeccionamiento y actualización de la normativa de programación de la operación. Esto incluye un capítulo especial para la mejor gestión de los activos hidráulicos con capacidad de regulación, el adecuado reconocimiento al valor de la energía embalsada, y el establecimiento de un monitoreo permanente a los sistemas de pronósticos de generación de energías renovables, incluyendo lo relativo a pronósticos de caudales”, señala Venegas.

Gremios

El avance en la estrategia de flexibilidad es seguida atentamente en los gremios que representan a los pequeños y medianos generadores hídricos, como Apemec y GPM-A.G. De acuerdo con Rafael Loyola este tema es clave para “igualar las condiciones de competencia a todos los tipos de generación, siguiendo el principio de la neutralidad tecnológica, en que se internalicen los costos de cada fuente energética presente en el sistema eléctrico”.

“En este sentido, a partir de la última modificación de la ley de transmisión, las energías renovables variables tienen una ventaja al socializarse los costos de la transmisión mediante el sistema de estampillado. Además, en el sistema de Servicios Complementarios y en la Estrategia de Flexibilidad debe recogerse el principio regulatorio según el cual cada tecnología de generación internalice los costos que se generan en el sistema por estos conceptos”, plantea el director ejecutivo de Apemec.

Y agrega: “Las regulaciones que están hoy en desarrollo, como la estrategia de flexibilidad y sus modificaciones de reglamentos deben reconocer la estabilidad que este tipo de generación de base aporta al sistema. Resulta necesario mejorar nuestro marco normativo, dotar de mayores y mejores capacidades al Estado y resolver dificultades en materia de permisos, disminución de tiempos de tramitación, de autorizaciones sectoriales y ambientales, entre otros. A lo anterior, se suma la incertidumbre en torno a la modificación del Código de Aguas y a la Constitución, particularmente respecto de las propuestas de fijarle un plazo a los derechos de aprovechamiento de aguas, exponerlos a la caducidad, extinción u otros mecanismos que podrían imposibilitar la expansión hidroeléctrica”.

Similar diagnóstico tiene Danilo Zurita, quien sostiene que la relevancia de la estrategia de flexibilidad está en “cómo serán reconocidos y asignados los costos de la provisión de herramientas que den mayor lugar a la penetración de Energía Renovable Variable. Es cierto que el cambio climático y los costos de inversión son puntos que en el mediano plazo están fuera del alcance de la mano, pero sí puede hacerlo la regulación para fomentar estos y otros proyectos”.

En su opinión, también existen otros factores que han “aumentado incerteza del desarrollo hidráulico, dificultando su viabilidad y financiamiento actual, como la baja de precios de energía, la reforma al Código de Aguas, el cambio climático y la reticencia social a este tipo de proyectos”.

Zurita afirma que otro desafío para los pequeños y medianos desarrolladores hidráulicos “es la incerteza que se tiene ante ciertas modificaciones, en especial el Código de Aguas. En otro nivel están las tramitaciones ambientales de estos proyectos, y claramente también los cambios a la regulación sectorial que hoy impulsa el ejecutivo, aunque en este último caso hay consenso en el objetivo y solo queda implementar los cambios de la mejor forma posible”.

El análisis del Coordinador Eléctrico Nacional

Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional aborda con ELECTRICIDAD la actual situación de la hidroelectricidad, destacando lo que realiza el organismo con el sistema de pronóstico de caudales, entre otros aspectos.

¿Cuál es el análisis de la situación actual de hidroelectricidad en el sistema eléctrico?

El año hidrológico actual se presenta seco, la probabilidad de excedencia acumulada del mes de abril de 2020 resultó mayor a 99% lo que implica que el mes de abril está dentro de los años más secos de la estadística disponible (La estadística hidrológica disponible parte en abril de 1960). Sin perjuicio de esto, la participación de la hidroelectricidad entre enero y abril de 2020 representa un 14.5% de la generación bruta del sistema.

¿Qué perspectiva a futuro tiene esta tecnología, considerando la baja hidrología de los últimos años y la incorporación de otras fuentes energéticas?

La generación hidroeléctrica sigue jugando un papel relevante en el sistema eléctrico, más aún con el aumento en la participación de la generación de las centrales de energías renovables no convencionales. Las centrales hidroeléctricas, y en particular las centrales de embalse, tienen un aporte muy significativ a la flexibilidad operacional del sistema (rampa de toma de carga, participación en control primario, segundario y terciario de frecuencia) y a la estabilidad dinámica (inercia) de Sistema Eléctrico Nacional, así como para la prestación de servicios complementarios relacionados con el control de tensión en el sistema de trasmisión. Respecto de la hidrología futura, aun no existe evidencia suficiente que permita suponer que los próximos años serán secos (respecto de la estadística disponible).

¿De qué forma se puede optimizar la operación del sistema eléctrico con la menor disponibilidad de agua para generación?

Para garantizar la operación más económica el Coordinador utiliza pronósticos de caudales que se basan en información estadística de la energía afluente, así como modelos matemáticos para proyectar condiciones meteorológicas y derretimiento de mantos de nieve,así como para representar fenómenos físicos de las cuencas, por ejemplo, infiltración de agua en el suelo.

Los pronósticos de caudales se incorporan al proceso de programación que realiza el Coordinador, donde se optimiza la colocación de todas las centrales minimizando el costo de operación del sistema. Al proceso se incorporan también pronósticos de generación ERNC y de demanda, además de costos y disponibilidad de combustible entre otros.

¿Cuáles son los resultados del sistema de pronósticos de caudales de centrales hidroeléctricas y cómo ha funcionado según sus objetivos?

Desde su operación el Sistema de Pronostico de Caudales (SPC) ha obtenido resultados positivos. En particular, durante el 2019 el SPC obtuvo un mejoro significativamente el desempeño respecto a la metodología que se utilizaba anteriormente, concretamente se logró una disminución del error en un 17% lo cual apunta a los objetivos planteados al momento de decidir implementar el SPC. Cabe destacar que el objetivo es ampliar la cobertura del servicio a más puntos de control y seguir mejorando los resultados.

Hay que destacar que el SPC comenzó a operar en octubre de 2018 considerando, inicialmente con 20 puntos de control asociados a las cuencas más relevantes del Sistema Eléctrico Nacional. En diciembre de 2019 comenzó la implementación de una segunda etapa, lo cual considera pronósticos de afluente para centrales de pasada relevantes en las zonas del Maipo y Tinguiririca, entre otras.

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