Rodrigo Solís: “La capacidad de generación actual debiera ser suficiente para cubrir la demanda”

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La transición energética en Chile avanza en medio de una compleja ecuación: mientras el parque generador continúa expandiéndose con una fuerte incorporación de energías renovables y sistemas de almacenamiento, la demanda eléctrica estratégica asociada a la minería, las plantas desaladoras y los data centers aún evoluciona a un ritmo más gradual, por lo que el desafío no solo pasa por asegurar capacidad de generación suficiente, sino también por contar con una infraestructura de transmisión y servicios complementarios capaz de integrar eficientemente estos nuevos recursos y garantizar un suministro seguro, competitivo y sustentable.

Para Rodrigo Solís, consultor senior asociado de Best Energy Chile SpA (BEC) el Sistema Eléctrico Nacional dispone actualmente de condiciones para cubrir la demanda proyectada en el corto y mediano plazo, aunque persisten limitaciones estructurales que impiden aprovechar plenamente la generación renovable en determinadas zonas y horarios.

El ex director de Estudios de Generadoras de Chile, sostiene que el desarrollo del almacenamiento, la modernización de los mercados de energía, potencia y servicios complementarios, junto con una profunda transformación de la distribución eléctrica, serán elementos clave para consolidar una matriz cada vez más renovable, resiliente y orientada a transferir sus beneficios económicos a los consumidores finales.

¿Cómo está viendo el crecimiento del parque generador en comparación a la demanda eléctrica para este año y en el corto y mediano plazo?

Desde el punto de vista de suficiencia energética, en el corto y mediano plazo, la capacidad de generación actual debiera ser suficiente para cubrir la demanda, lo cual no implica necesariamente que el suministro vaya a ser solo en base a centrales de energía renovable y de bajo costo de operación en todo el sistema. Previo a la entrada en servicio de la línea HVDC Kimal-Lo Aguirre, y de la ampliación de la línea que va entre Temuco (Cautín 220 kV) y Valdivia (Ciruelos 220 kV), en ciertos escenarios hidrológicos, y en ciertas horas del día, es probable que el suministro en el centro-sur del país siga teniendo una componente termoeléctrica importante. Para el largo plazo, esperaríamos un suministro más homogéneo a lo largo de todo el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), basado en generación de energía renovable variable y su almacenamiento.

Con la minería avanzando en nuevos proyectos de expansión a futuro, al igual que la puesta en marcha de nuevas instalaciones desaladoras y de data center, ¿cuándo piensa que podría aumentar esta demanda estratégica?

Aunque puedan existir fechas tentativas, esto ocurrirá cuando los distintos proyectos obtengan condiciones de abastecimiento que les permitan ser rentables y a su vez sustentables. Lo anterior dependerá, entre otros factores, del tamaño del proyecto, de su ubicación y del nivel de continuidad/seguridad de suministro que están dispuestos a obtener. Hoy en día, el mercado podría eventualmente ya estar preparado para prestar un servicio basado en energía renovable, pero hay barreras aún que pueden afectar la calidad del suministro, así como también la componente económica. Se supone que en la transición energética se irán superando estas barreras (desarrollo oportuno de la Transmisión y de los servicios de red en base a electrónica de potencia, principalmente).

A su juicio, ¿cómo se está configurando el mercado de la energía, potencia y de SSCC con el crecimiento del almacenamiento?

El almacenamiento eléctrico es una tecnología relativamente nueva y de la cual existe el consenso de que es necesaria para operar un sistema cada vez más basado en energía renovable variable. En ese sentido, para permitir la profundización del almacenamiento eléctrico es requisito fundamental contar, en los mercados donde estas tecnologías pueden participar, con las señales apropiadas que incentiven su desarrollo eficiente, no discriminatorio y sin originar distorsiones que afecten al resto de participantes (tecnología de generación básicamente). Con esto en mente, se requiere avanzar en ajustes en, por ejemplo, las reglas óptimas para la carga y descarga de estos sistemas, la definición y remuneración apropiada de los SSCC que ellos pueden otorgar y el reconocimiento de la potencia efectiva que son capaces de aportar, de modo que el resto de los participantes, en los mercados respectivos, reciban también señales apropiadas según sus aportes en dichos mercados.

Con la actual situación de la generación a gran escala, ¿cómo ve el futuro desarrollo aguas abajo en el sector eléctrico, con los recursos energéticos distribuidos?

Es de esperar que producto de la transición energética en la que estamos, sumado a la esperada reforma al segmento de distribución, se originen también incentivos y reglas claras al desarrollo eficiente de los recursos energéticos distribuidos, de la mano no solo de los PMGDs sino que también con un rol activo de la demanda y de la electromovilidad. Para los agentes que entren a participar en los mercados con recursos energéticos distribuidos, un punto básico, para la toma de decisión y mejora del servicio, será contar con mayor y mejor información en línea, información que debieran disponer las empresas distribuidoras, así como la proveniente de los medidores de consumos de los clientes. También se requerirán estructuras tarifarias flexibles que den cuenta de la variabilidad de los costos de suministro a nivel intradiario.

Además de la reforma a la distribución, ¿que otros desafíos regulatorios de primer orden advierte para la industria eléctrica?

El sector de la energía eléctrica debe trabajar en los aspectos técnicos y económicos que permitan, por un lado, la conformación de una matriz de generación altamente renovable y eficiente, y, por otro lado, al Coordinador Eléctrico Nacional operar dicha matriz de manera costo efectiva y con alto estándar de continuidad y seguridad, de modo que las eficiencias resultantes sean transferidas al consumidor final. Entre algunas medidas regulatorias específicas podemos mencionar el ajuste al régimen de operación y remuneración de los PMGDs (esto podría reducir los sobrecostos que hoy se están traspasando a los grandes clientes y generadores y que a partir del 2027 también afectará a los clientes domiciliarios, comerciales y pequeña industria).

De la misma manera, en el segmento de Transmisión es necesario seguir mejorando los procesos de planificación y disminuir los plazos de desarrollo para contar con las inversiones necesarias oportunamente y así evitar, o disminuir significativamente, las congestiones que se están produciendo entre el norte y centro del sistema y las que afectan la zona sur, lo anterior con una asignación justa de los costos asociados a estas inversiones. Otro tema relevante se refiere a seguir avanzando en las especificaciones técnicas, reglas de operación y de remuneración en el mercado de los SSCC contextualizado en un escenario de tecnologías basadas en electrónica de potencia. Por último, en un contexto de plena generación renovable, el segmento de generación debiera irse preparado para transitar hacia un mercado basado en ofertas y no costos auditados. Estas ofertas deberán garantizar un sistema eléctrico renovable, seguro, resiliente y de menores precios para los clientes finales.