noviembre 5, 2018 | Industria
El acceso abierto, el uso de instalaciones y soluciones flexibles y eficientes son el foco que tendrá la ley miscelánea que prepara el Ministerio de Energía para perfeccionar la actual normativa de Transmisión (Ley 20.936), donde la idea no es realizar cambios de fondo al marco regulatorio, sino que abordar algunos aspectos.
Así lo afirmó la ministra de Energía, Susana Jiménez, durante el seminario «Cambios en la regulación eléctrica de transmisión y distribución», organizado por el comité chileno del Cigré en el Hotel Intercontinental, donde se evaluó la Ley 20.936 a dos años de vigencia, además de revisar los avances en los trabajos de reforma en el segmento de la distribución eléctrica.
Perfeccionamientos
De acuerdo a la ministra Jiménez, «nuestro objetivo no es modificar los lineamientos sobre los cuales se construyeron los conceptos que finalmente fueron plasmados en la iniciativa legal, pues creemos que el tiempo transcurrido es muy breve para efectuar cambios de fondo y respetar profundamente los trabajos que se sostienen en el consenso».
De todos modos, la autoridad mencionó que se han identificado elementos de la normativa «que tienen oportunidades de mejoría, por lo que estamos diseñando una iniciativa legal de perfeccionamiento de la transmisión que recoja estos puntos grises o que han tenido dificultades para ser aplicados, y permitan entregar mayor claridad a cada participante del mercado».
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Marcelo Mardones, jefe de la División Jurídica del Ministerio de Energía, explicó que dentro de las dificultades que se han encontrado en la actual Ley de Transmisión están los mecanismo de conexión de proyectos a las redes, lo que se relaciona con la duración de los procesos de los planes de expansión, que se extienden más allá de un año.
Otro punto indicado por el profesional es el uso de instalaciones con fines diversos, para «compatibilizar la utilización de la infraestructura eléctrica de transmisión con otros servicios de distinta naturaleza, como telecomunicaciones».
También se mencionó la necesidad de incorporar el «reconocimiento de soluciones flexibles y eficientes» de transmisión, donde se contempla la posibilidad de realizar obras que ya estén decretadas, las cuales se podrían modificar, suspender y hasta eliminar», además de soluciones a los periodos de tiempo «en los cuales aún no se implementan obras de largo plazo para permitir que eventuales congestiones en la transmisión se puedan solucionar en el corto plazo.
Para Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía, hay espacios de mejora en la definición de los sistemas de transmisión estipulados en la actual Ley, pues «el sistema de transmisión debe ser un facilitador y debe ser todo lo flexible para que este mercado permita más competencia».
Distribución
En el segundo módulo sobre la «Nueva regulación en distribución eléctrica», Sergio Barrientos, director del Cigré, mostró las recomendaciones del organismo para avanzar en la reforma de este segmento, destacando la posibilidad de incorporar servicios complementarios en el sector.
Por su parte, Rosa Serrano, directora de Estudios de Empresas Eléctricas A.G., afirmó que la prioridad es mejorar los estándares de servicio, lo cual fue compartido por Pedro Miquel, director de Systep, quien agregó que la incorporación de nuevas tecnologías contribuirá a lograr este objetivo.
noviembre 5, 2018 | Industria
(La Tercera-Pulso) Thomas Keller está contento. Es que la eléctrica de la familia Matte ha tenido una buena semana. El viernes 26 de octubre inauguró La Mina, una pequeña central hidroeléctrica de 34 MW ubicada en El Maule, y el martes volvió a abrir la llave del gas natural con Argentina para abastecer con el hidrocarburo a sus centrales del complejo Nehuenco.
Pero la eléctrica no descansa. Ahora tiene una hoja de ruta trazada, la que busca duplicar el actual parque de generación de la compañía y sumar, en una década más, hasta 4.000 MW adicionales pero sólo de energía renovable de fuentes variables, como son las plantas eólicas y solares. Para el corto plazo, la firma está esperando avanzar en la ejecución de 1.300 MW de este tipo de tecnologías, para lo que tiene contemplado invertir unos US$ 1.300 millones en obras que tienen que tener la característica de “ejecutables” y que se esperan para un horizonte de tiempo que va más allá de 2020.
¿Se reactivó el sector? El gerente general de la compañía explica que el país dejará atrás los “crecimiento anémicos” de la demanda eléctrica, no sólo de la mano de la recuperación económica, sino también de las expectativas que abre la electromovilidad y la masificación de la electricidad como forma de mejorar el estándar ambiental del país.
¿Qué ha sido de Colbún en este 2018?
-Ha sido un año muy activo en distintos frentes, pero lo más relevante es el avance que hemos realizado a nuestra hoja de ruta para el mediano y largo plazo y que tiene que ver con la incorporación, muy significativa, de las tecnologías de energía renovable de fuente variable en nuestra matriz energética. La idea es hacia fines de este año contar con proyectos en distintas etapas de desarrollo por un total de 1.300 MW. Eso es lo que tendremos en nuestro portfolio y la característica es que sean proyectos completamente realizables.
¿Cuántos proyectos nuevos sumarán?
-Se trata de siete proyectos que suman cerca de 1.300 MW que están en etapas iniciales de desarrollo, dos de ellos conocidos como es el caso de Horizonte y Sol de Tarapacá y los otros cinco son proyectos que están en las regiones de Biobío, Los Lagos, Coquimbo, todos estos eólicos, y en Atacama donde estará un nuevo proyecto solar. En la medida que se vayan perfeccionando los contratos, los daremos a conocer, pero hasta ahora, si tomamos los costos actuales de desarrollo de estas tecnologías, estamos hablando de un plan de inversión de unos US$ 1.200 millones a US$ 1.300 millones.
¿Se puede hablar de una reactivación de la cartera de inversiones de Colbún?
-Creo que sí, pero no es inminente, porque el ritmo en que se irán construyendo dependerá de cómo evoluciona el mercado y en particular, del comportamiento que tenga la demanda eléctrica. Por lo que está cartera se está vislumbrando para el año 2020 y 2021 hacia adelante. Y si lo proyectamos a más largo plazo, de acuerdo a la visión que tenemos como compañía, la idea sería en los próximos 10 años incorporar del orden de los 4.000 MW en energías renovables variables y sumarlas al parque de generación de Colbún. La ambición que tenemos es duplicar el parque de generación que hoy tenemos en Colbún.
¿Qué expectativas están viendo en el sector energético para reactivar las inversiones?
-Vamos a dejar atrás los crecimientos anémicos que tuvimos en relación a la demanda en los últimos cuatro años. Algo de eso ya se está viendo, aunque aún es incipiente, pero las tasas de crecimiento de consumo eléctrico están mostrando un nivel de recuperación. Somos optimistas, porque pensamos que el consumo de la energía eléctrica es uno de los pilares para mejorar la performance ambiental de Chile. No sólo por el lado de la electromovilidad, sino también por el uso de la energía eléctrica en el ámbito domiciliario, lo que presenta oportunidades de crecimiento interesante para el sector y abriga la esperanza de que el crecimiento no solamente vendrá por la recuperación económica en Chile, sino por los atributos específicos que ofrece el sector eléctrico a la sociedad.
¿Terminó también este período de reflexión en el que estaba sumergido el sector?
-El sector está viendo lo mismo que ve Colbún y que es que hoy la demanda no está expandiéndose a tasas muy altas, entonces, el sistema no necesita de capacidad adicional y por eso no debe sorprender que en el corto plazo no estemos viendo puestas en marcha de proyectos importantes. Nosotros como Colbún nos estamos preparando para estar presentes cuando la demanda del sector eléctrico así lo requiera y eso implica tener un portfolio de proyectos que sean ejecutables en el momento en que las condiciones de demanda lo ameriten.
Revive San Pedro
¿Qué pasa con los proyectos hidroeléctricos, sobre todo con San Pedro?
-San Pedro está en la misma categoría que estas otras iniciativas renovables y variables, salvo que está en una etapa más avanzada. En las próximas semanas vamos a reingresar el proyecto de modificación del EIA del proyecto San Pedro.
¿La demora en entregar esa información, solicitada en 2015, fue porque Colbún le quitó presión al proyecto o por la complejidad de las observaciones?
-Fue por las dos cosas, porque dado lo que estamos viendo en el mercado eléctrico en relación al crecimiento de la demanda, era menos urgente avanzar con esta iniciativa. Ahora, ese proyecto no tiene una decisión de inversión tomada, pero acá lo importante es estar en condiciones de realizar este proyecto y para eso tiene que pasar el trámite ambiental. También estamos conscientes que hay sectores en el área de influencia del proyecto que tienen aprehensiones con la iniciativa, y por lo tanto, está claro que hay que hacer un trabajo muy profundo en la etapa de evaluación ambiental. Luego de completar ese proceso se verá si están las condiciones dadas para materializarlo.
¿Hay riesgo de que el proyecto, dado su larga data, sufra complicaciones por el alto costo como le ha pasado a otros proyectos?
-Cada proyecto tiene sus propias complejidades. Obviamente hay que estar atento, pero hemos hecho revisiones de la ingeniería y de los costos de forma permanente y no tenemos grandes variaciones respecto a lo estimado, de tal manera de que, si bien, todo proyecto tiene un riesgo de construcción, pensamos que tenemos la disciplina para manejar esos riesgos.
Entonces, ¿Cuánto suma todo el plan, incluyendo San Pedro y los proyectos Los Cuartos y Guaiquivilo Melado?
-Esos dos proyectos están en etapas más preliminares en cuanto a su etapa de desarrollo y de hecho, hoy no estamos trabajando, por el momento, en Los Cuartos, y Guaiquivilo Melado está en etapa de pre factibilidad y además este proyecto no está en ningún tren acelerado de desarrollo.
¿Y qué pasa con la internacionalización, también quedará en compás de espera?
-Quizás la internacionalización ha ido más lenta de lo que habíamos deseado, pero eso sucede no por falta de oportunidades, sino más bien porque las oportunidades que hemos estudiado y los procesos en que hemos participado, no agregaban valor a la compañía de manera que pensamos no hacerlo. Nosotros no estamos obligados a hacer una inversión afuera y no estamos bajo ninguna presión especial por hacerlo. El único principio que nos guía en la internacionalización es materializar aquellas iniciativas que le agregan valor a la empresa y a sus accionistas.
¿Hoy Argentina perdió atractivo?
-Convengamos que Argentina está pasando por un momento económico delicado, pero sí bien algún ruido mete, acá lo que tiene que prevalecer es la mirada de largo plazo.
¿Pero el foco de Colbún está en crecer en Chile más que en la región?
-Seguimos mirando oportunidades en Perú, Colombia y las seguimos mirando en Argentina. Hay un alto nivel de competencia en todos los países, pero lo que pasa es que en Chile tenemos una presencia histórica, pero eso no significa que no estemos mirando los otros países.
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Mirada de la industria
¿Qué esperan de la normativa sobre la flexibilidad del sistema?
-Es una norma muy importante porque dará las señales al mercado de cómo el sistema va a acomodar la cada vez más masiva participación de las energías renovables variables y cómo se va a remunerar la seguridad que tienen que dar las tecnologías de base y en definitiva cómo se va a gestar esta transición hacia una matriz energética cada vez más limpia y cada vez más renovable,
¿La distribución del costo es el punto central que la norma debe gestionar?
-Hay que identificar, en primer lugar, qué inversiones van a ser necesarias y qué tipo de servicios serán los necesarios para otorgar ese tipo de flexibilidad. Y segundo, cómo se va a remunerar y quién va a pagar ese servicio. Pero hoy hay bastante consenso en que el que tiene que pagar es aquel agente económico que hace que ese servicio sea necesario.
¿El cronograma sobre la descarbonización del sistema que la ministra Susana Jiménez espera tener a mediados del 2019 le pone presión al sector?
-En Chile hay 28 carboneras y Colbún tiene una, es decir, nosotros somos un actor pequeño en esto y por lo tanto, tenemos un rol bastante marginal en este tema. Creo que el cronograma estará en función de cuán rápido el sistema pueda migrar hacia otras tecnologías en términos seguros y económicos y eso está por definirse.
¿Cuál será el gesto que hará Colbún para cumplir este anhelo?
-Nosotros vamos a ser una empresa que va a colaborar en el esfuerzo de descarbonizar la matriz, no seremos un obstáculo en eso, pero este será un proceso gradual, y que tiene que ir acompañado de una serie de otras definiciones y ojalá acompañado con un esfuerzo de descarbonización de los otros sectores de la economía. Hablamos mucho de la generación termoeléctrica, pero de la emisión de gases de efecto invernadero, el sector no representa más del 30% y acá está también todo el mundo del transporte que contribuye otro tanto a la emisión de los gases de efecto invernadero. Ojalá más temprano que tarde, cuando hablemos de descarbonización, ataquemos este desafío desde todos los ángulos o de las fuentes que lo generan.
Además, el sector eléctrico es la solución para el problema, porque parte de la solución en materia de descarbonización en el sector transporte viene de la electromovilidad. Entonces, el sector eléctrico está ya jugando un rol muy importante, quizás el más importante de todos en una sociedad que quiere ser menos intensa en carbón.
HidroAysén
A días que se cumpla un año desde que Enel y Colbún decidieran disolver la sociedad que crearon en septiembre del año 2006 para impulsar el polémico proyecto HidroAysén, hoy Thomas Keller reflexiona sobre la ambiciosa iniciativa que buscaba levantar cinco centrales hidroeléctricas entre los ríos Baker y Pascua.
El ejecutivo asegura que el proyecto nunca representó una carga para la eléctrica de los Matte y que tampoco los distrajo de la agenda estratégica que se estaba diseñando para Colbún, donde las iniciativas hidroeléctricas de envergadura no estaban consideradas en su plan de crecimiento de mediano y largo plazo.
Además, señala que ya se devolvieron al Estado todos los derechos de agua relacionados a la iniciativa, a las cinco centrales, y que también ambas empresas se repartieron las tierras que tenían en la zona, los que sumaban unas 10 mil hectáreas. El proceso se concretó el viernes 7 de septiembre pasado, en la última reunión de directorio de la liquidada sociedad.
¿Está más liviano Colbún sin la mochila que representaba tener a HidroAysén en su cartera de proyectos?
-No. HidroAysén nunca fue una carga. Habían ciertas decisiones que eran complejas de tomar y bueno, para eso estamos, pero nunca nos distrajo de la agenda estratégica ni de las prioridades que teníamos en nuestro negocio y nunca lo sentí como una carga. Sí sentí que era una decisión importante que había que tomar.
¿Ese proceso de toma de decisión se ejecutó más lento de lo que usted hubiese querido?
-Yo llegué a la empresa el año 2014 y ya había pasado mucha agua sobre el río, literalmente, y creo que los timing de los que fui partícipe fueron los correctos. No sentí ninguna presión de un sentido ni del otro, no nos distrajo de nuestro quehacer y se tomaron las decisiones correctas en los momentos oportunos.
¿Y ahora qué queda por finiquitar?
-Quedan detalles absolutamente formales, pero los derechos de agua se entregaron y se repartieron las tierras con Endesa. No hay nada relevante pendiente.
¿Qué hará Colbún con sus tierras?
En su oportunidad, conversamos con algunas ONGs que tuvieron una participación activa en la discusión del proyecto y ellos manifestaron su interés en darle un uso a esos terrenos para ciertas actividades comunitarias. Nosotros estamos abierto a eso, pero hoy día no es una prioridad para la empresa.
Confianza hacia Argentina
a eléctrica retomó el contacto con Argentina como fuente más económica de suministro de gas, hidrocarburo necesario para operar sus centrales Nehuenco, en la V Región. El jueves la llave entre ambos países, relación que se había quebrado a mediados del 2000, cuando desde el otro lado de la cordillera comenzaron a disminuir los envíos del combustible. Pero keller le pone paños fríos a los nuevos acercamientos.
¿Se puede confiar nuevamente en Argentina?
-Hoy día, dada la naturaleza del contrato que tenemos, el tema de la confianza no es un punto muy relevante porque estos contratos son por naturaleza interrumpibles y flexibles para ambas partes. Por un lado, el compromiso asumido no es “a todo evento”, es decir, no es constante, porque depende de la existencia de excedentes desde el lado argentino. Y nuestra contraparte ha sido tan clara y transparente en decir que los excedentes se proyectan en el período que va desde octubre a mayo, por lo tanto, los acuerdos que hemos suscritos tienen esa ventana solamente.
¿Y qué gana Chile?
-Nosotros también tenemos flexibilidad porque no estamos obligados a comprar. De hecho, los contratos son tan flexibles que nosotros podemos nominar cada 24 horas y se hará en función de la necesidad del sistema chileno, es muy dinámico
¿Qué representa esta nueva unión para la industria?
-Es el comienzo para reestablecer lo que ojalá en el mediano plazo se traduzca en compromisos más a firme y de más largo plazo. Este es un primer paso súper importante y que permite reconstruir confianzas y que se da también a nivel geopolítico, porque es una manifestación de las relaciones que se están dando con Argentina, y esta es una relación win-win, acá todos ganamos.
octubre 3, 2018 | Foronor
El rol del carbón en la transición energética, el desafío de la operación del sistema eléctrico ante el ingreso de mayor energía renovable, junto al futuro del gas natural en la matriz energética y la electrificación en el consumo minero son los ejes que se analizarán en la XVI versión del Foro Eléctrico del Norte, ForoNor 2018, que se realiza este miércoles en el Hotel Enjoy de Antofagasta.
El evento, organizado por Technopress, una empresa del Grupo Editec, será abierto por Alex Santander, Coordinador de la Unidad de Prospectiva del Ministerio de Energía y por Marko Razmilic, presidente de la Asociación Industrial de Antofagasta (AIA).
La situación actual de la generación a carbón en el sistema eléctrico será el primer módulo de discusión que se abordará con la participación de Rodrigo Cuadros, gerente de Desarrollo de Engie Energía Chile; Juan Pablo Fiedler, gerente de Combustibles y Recursos Renovables de Colbún; Rodrigo Moreno, académico de la Universidad de Chile, y José Tomás Morel, gerente de Estudios del Consejo Minero.
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El segundo panel girará en torno al desafío de la operación económica en un sistema eléctrica cada vez más renovable, donde se verán los aspectos de la flexibilidad de servicio, reservas, servicios complementarios, almacenamiento, transmisión y asignación de costos. En este espacio estarán presentes Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía; Verónica Cortez, gerente de Energía de la Compañía Minera Doña Inés de Collahuasi; Daniel Salazar, director ejecutivo del Coordinador Eléctrico Nacional; Rodrigo Quinteros, socio director de Moray Energy Consulting; Eduardo Calderón, gerente de Desarrollo Sistemas Eléctricos de Transelec, y Darío Morales, director de Estudios de Acera.
Posteriormente se desarrollará el módulo sobre el futuro del gas natural en la matriz nacional, donde se verán temas como el rol del gas en la operación, el regreso del gas natural desde Argentina y la comercialización del gas en Chile. Aquí participarán María Isabel González, gerenta general de Energética; Paula Clemo, especialista del Área Oil & Gas, de Pares&Alvarez; Gustavo Schettini, gerente general de GNL Mejillones; Carlos Cortés, director ejecutivo de la Asociación de Empresas de Gas Natural, y Peter Hatton, CEO & Country Manager de Inkia Energy.
El último módulo analizará la electrificación del consumo minero, en que se verán puntos como el empleo de baterías, la concentración solar de potencia, electromovilidad, energía termosolar, desalinización, empleo de hidrógeno y requerimientos medioambientales. En este panel participarán Carlos Arenas, desarrollador de Nuevos Proyectos de Ayllu Solar de Serc Chile; Luis Arqueros, lead Commercial Development de BHP; Ian Nelson, gerente general de Energía Llaima; Juan Marcelo Luengo, gerente comercial y Regulatorio de Cerro Dominador CSP, y Edward Fuentealba, director del Centro Desarrollo Energético Antofagasta (CDEA).
septiembre 28, 2018
Recientemente el Comité Ejecutivo de Escenarios Energéticos tuvo la oportunidad de entregar a la ministra de Energía, Susana Jiménez, el documento: El Futuro de la Energía en Chile. Factores de cambio y tendencias, que recogió el trabajo de un proceso participativo que involucró este año a más de 200 actores multisectoriales y organizaciones de la sociedad civil.
Este ejercicio permitió detectar varias tendencias específicas que hemos denominado como las “cinco Ds”: la disminución de los niveles de intensidad de emisiones de carbono y de contaminantes locales (Descarbonización y Descontaminación), el mayor nivel de Descentralización y la energía Distribuida, y el avance de la Digitalización.
Estas tendencias pueden ser consideradas una oportunidad para un desarrollo sustentable del país, en términos sociales, ambientales y económicos e implican enormes posibilidades para la generación de nuevos negocios y para favorecer una ciudadanía activa, con menor conflicto social, menor contaminación y mayor calidad de vida.
Este trabajo permitió identificar una serie de aspectos regulatorios, culturales, financieros y de capital humano que habilitan estas megatendencias. Algunos de ellos han sido incluidos en la Ruta Energética, como la Ley de Distribución Eléctrica, la modificación de la Ley Orgánica de la SEC, la Ley de Eficiencia Energética y la Ley de Cambio Climático incluida en el Programa de Gobierno 2018-2022. Otros fueron mencionados, como la regulación de servicios complementarios y los instrumentos de precio al carbono, pero el ejercicio de este documento también detectó necesidades adicionales relevantes como la incorporación legal de la figura de comercializador, la necesidad de un marco regulatorio de construcción sustentable, y la integración de criterios ambientales y sociales en las licitaciones de proyectos de transmisión.
El documento coincide en la relevancia de comprender las implicancias del alto nivel de inequidad país en el sector energía tal como lo dice la Ruta Energética del Gobierno. Será importante poner especial atención al almacenamiento, la energía solar y los nuevos modelos de negocio, que implicará analizar en detalle los desafíos regulatorios, financieros, culturales y de creación de capacidades que traen consigo. En el caso del almacenamiento, es crucial avanzar en la Ley de Distribución, desarrollar programas piloto que fomenten experiencias a nivel de distribución y analizar su rol en el sistema energético y su remuneración de servicios complementarios.
Cada vez será más difícil trazar una planificación detallada para el desarrollo del sector, dada la velocidad de los cambios de las tecnologías específicas. Será relevante fomentar las megatendencias, y apoyar decidida y rápidamente las oportunidades. En este sentido, adoptar una estrategia pasiva, consistente meramente en dejar que las diferentes tendencias se desplieguen (o no), no parece ser, a nuestro juicio, la que mayor beneficio traerá al desarrollo del país.
septiembre 27, 2018 | Ánalisis
*Análisis realizado por Gabriel Ortiz, Asset Manager de First Solar
Entre el 4 y 7 de septiembre pasado se realizó la Semana de la Innovación (Innovation Week) de la Agencia Internacional de Energías Renovables (Irena) en la ciudad de Bonn, Alemania. Por primera vez Chile tuvo presencia en este importante evento internacional con tres proyectos: uno de Servicios Complementarios a partir de una central fotovoltaica y dos de Blockchain. La postulación la hizo el Comité Solar de Corfo luego del interés manifestado por Irena en contar con proyectos de Chile dada la reciente revolución energética.
En el evento se realizaron presentaciones enfocadas en acelerar la transición energética hacia matrices de generación eléctrica 100% renovables, por lo que se abarcaron las áreas técnicas, económicas, regulatorias, ambientales, sociales y políticas, compartiendo experiencias de líderes en sus respectivas áreas, provenientes de los cinco continentes. Adicional a las presentaciones fuimos invitados a visitar dos centros de investigación en Jülich, Alemania. Uno fue el de baterías de estado sólido (Institute of energy and climate research – Fundamental Electrochemistry, IEK 9) y otro de producción de hidrógeno a partir del sol (Institute of Solar Research – DLR). Durante estas visitas equipos técnicos nos mostraron sus avances en materia de hidrógeno y almacenamiento de energía.
Figura 1. Synlight: Sol artificial más poderoso del planeta, ubicado en Jülich (DLR).
Al ver estos grupos de especialistas altamente calificados con fondos para la innovación provenientes del Estado fue inevitable pensar en que fue en ese mismo país, hace 40 años, donde se invirtieron millones de dólares en energía solar fotovoltaica y que ahora, gracias a esa cultura de la innovación, el resto del mundo se puede beneficiar de energía solar eficiente y competitiva, siendo Chile uno de los grandes beneficiados por su potencial solar. Al mismo tiempo fue inevitable hacerme la pregunta: ¿Qué está haciendo Chile?
Una pista podría encontrarse en la forma en la que nació el proyecto de Servicios Complementarios a partir de una central fotovoltaica. Este es un proyecto bien conocido puesto que fue presentado en el primer evento de I2D organizado por el Coordinador Eléctrico Nacional en enero del presente año. Este proyecto no nació bajo una filosofía de cultura de la innovación, sino más bien como una oportunidad de innovación bajo una situación de fuertes restricciones de generación en la zona norte del SEN causada por falta de capacidad de transmisión y que condujeron a costos marginales de 0 USD/MWh durante el horario solar (Ver Figura 2).
Este escenario de pérdidas económicas abrió la oportunidad de realizar pruebas de Servicios Complementarios a partir de la central fotovoltaica en condiciones que, de otra forma, hubiesen significado pérdidas económicas por la no producción de energía, sin embargo, con el escenario de vertimiento, las pérdidas ya eran un hecho material y la variable económica dejaba de jugar un rol en el proceso de ejecución de las pruebas. Por otra parte, otro incentivo para realizar las pruebas era que los resultados permitirían acelerar la salida de las centrales convencionales térmicas que proveen estos servicios generando así más espacio para las renovables y menor riesgo de restricciones de generación / costo marginal de 0 USD/MWh, en otras palabras, innovar para sobrevivir.
[VEA TAMBIÉN: ANÁLISIS: La descarbonización y la transición energética]
La importancia de esta demostración tampoco es algo trivial: hoy el sistema eléctrico nacional funciona adecuadamente. Sin embargo, una parte importante de estos Servicios Complementarios provienen de centrales térmicas convencionales que en el futuro no formarán parte de la matriz eléctrica, por lo que esta prueba demostrativa resuelve un problema inexistente actualmente, o más bien, un problema del futuro: ¿Cómo mantener la confiabilidad, estabilidad y calidad del suministro en un sistema eléctrico con fuentes de generación 100% renovables? Y es precisamente por esta importancia que Irena decide invitar a First Solar a presentar este proyecto durante la Innovation Week en Bonn, Alemania.
La respuesta a la pregunta sobre qué está haciendo Chile en materia de innovación para acelerar la transición hacia una matriz 100% renovable no es muy alentadora, si se la compara con Alemania donde existe una política de Estado respecto a la innovación con presupuesto establecido para ello, pero lo que sí es claro, de acuerdo a las conclusiones de los expertos del Irena Innovation Week, es que para acelerar la transición energética y minimizar el impacto del cambio climático hace falta un trabajo proactivo tanto del sector público como privado, y lo más importante, sin miedo a la innovación y a cambiar esquemas dominantes. Entonces me hago la pregunta abierta: ¿Queremos innovar para sobrevivir o crear una cultura de la innovación público-privada?
