Industria / Entrevista

Andrés Romero y el plan de descarbonización: “Esto no es solamente un tema de generación, es un tema de transmisión muy relevante”

El ex secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía y actual director de la consultora Valgesta calificó como “positivo y responsable” el anuncio del gobierno, y afirma que a partir de este nuevo escenario -con mayor presencia de energías solar y eólica- se requiere abrir la discusión regulatoria hacia un mercado de flexibilidad. Su preocupación ante la descarbonización pasa por si se ha sido lo suficientemente transparente para decirle a la ciudadanía que reducir carbón requiere un nuevo sistema de transmisión, que tendrá que pasar por zonas que son complejas. “Un sistema de transmisión nadie lo quiere tener frente a su casa, y eso es legítimo, pero esto es parte del paquete completo”, afirma.

Jorge Molina Alomar | 6 Jun 2019 a las 6:30 am

Tras el anuncio del gobierno del plan acordado con las generadoras para el cierre de las plantas termoeléctricas a carbón al año 2040, las voces se dividieron entre quienes criticaron con dureza un plan que calificaron de poco ambicioso y enfocado solo en las unidades que ya cumplieron su vida útil, y quienes lo valoraron como un primer paso histórico -y necesario- en el avance a una matriz de generación más limpia sin sacrificar la seguridad energética.

Para Andrés Romero, ex secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía y actual director de la consultora Valgesta Energía, se trata de un anucio “positivo y responsable”, que “equilibra los objetivos ambientales, sociales y económicos. Cuando hablamos de sustentabilidad es parte del tipo de decisiones que tenemos que tomar”.

Desde Valgesta, Romero siguió de cerca la discusión de la mesa de trabajo para la descarbonización, e incluso realizaron un estudio para contribuir al debate que analizó los impactos económicos del cambio en la matriz.

“Desde el punto de vista exclusivamente del sector eléctrico y del funcionamiento del sistema, uno tiene que cuidar siempre tres ejes: la seguridad del suministro, la eficiencia económica y el cumplimiento del objetivo ambiental. Y estos tres ejes tienen que caminar de la mano, porque la verdad de las cosas es que no puedo -por ejemplo- por cumplir los objetivos ambientales de una manera más acelerada poner en riesgo la seguridad de suministro, o elevar demasiado los costos y que esto tenga un impacto en los consumidores finales”, dice Romero.

Desde ese punto de vista, ¿cuál es su opinión sobre el plan de descarbonización anunciado por el gobierno?

El equilibrio de esos tres ejes era clave a la hora de definir esto, y me parece que fue inteligente el proceso que llevo a cabo el Ministerio de Energía con las empresas, en términos de que proyectarse a muchos años la verdad de las cosas es que no tiene sentido, porque el avance tecnológico es tan rápido que es probable que la decisión de hoy en cinco años más quede obsoleta, y a lo mejor efectivamente podemos definir que no es al 2040, sino al 2035 o al 2030. Pero con la información que tenemos hoy día, lo más razonable es decir que tenemos que ir avanzando cada cinco años con un norte que puede ser al 2040, y si se establece otro objetivo posteriormente porque las condiciones de seguridad y económicas dan, es positivo. Pongo un ejemplo: en la Política Nacional 2050 que se discutió en los años 2016 y 2017, se estableció después de mucho debate que el 2050 nuestra matriz tuviera un 70% de participación de energías renovables. Hoy nadie duda que vamos a tener probablemente un 90% o 100%. En ese momento la mejor información que se tenía era un consenso racional en torno a eso, por tanto yo creo que como país tenemos que ir avanzando conforme a la información que tenemos, sin descuidar que los costos no suban, porque eso tiene impactos en las familias, en las empresas, etc., y que la seguridad de suministro no la pongamos en riesgo.

“Lo que más me preocupa, por ejemplo, es que en las simulaciones nuestras no teníamos contemplado a Ventanas 2 como una central que salía pronto. De acuerdo al cronograma que se presentó ayer está saliendo el 2024, y es una central que produce en una zona donde está el centro de carga del sistema eléctrico chileno, el gran consumo. Su salida va a requerir probablemente algún refuerzo de transmisión en una zona compleja”

¿Qué le parece este cronograma parcial, que 20 centrales queden pendientes de fecha? Porque había una propuesta del mismo Coordinador Eléctrico Nacional con un cronograma definido de salida para las 28 termoeléctricas. Es cierto que era una propuesta, pero viable.

Insisto, a lo mejor en cinco años podemos decir no nos vamos a demorar 15 años más, nos vamos a demorar diez, porque el almacenamiento como tecnología maduró lo suficiente y es una gran opción para Chile por su potencia solar. La concentración solar de potencia ya se prueba en Chile, estamos recién con un primer proyecto que aún no está andando, y por lo tanto vamos a hacer la prueba tecnológica, vamos a ver los costos, y a lo mejor efectivamente -por razones incluso de mercado, y no por la decisión de una empresa- las reemplaza totalmente. Tenemos proyectos de bombeo de agua de mar con almacenamiento y sistemas fotovoltaicos… Hay un pool de alternativas que tienen que madurar aún. Por eso digo que es una decisión razonable.

La crítica, principalmente desde el mundo de las ong’s, es que la propuesta del gobierno debió haber sido más ambiciosa

En este caso, si hubiéramos sido más ambiciosos, habría que haber respondido la siguiente pregunta: ¿con la información que tenemos hoy, quién y cómo va a asumir los costos? Y yo creo que eso es importante. Hay un estudio del Coordinador Eléctrico Nacional, que con el plan a 2040 cifra los costos netos del proceso -sumados los costos de transmisión y operación, y los menores costos operacionales- en un total de US$20 mil millones, casi un 8% del PIB. Quién asume ese costo. ¿Vamos a transparentarle a los clientes finales que habrá un costo que tendrán que asumir?¿Cómo se lo vamos a decir, va a ser un acuerdo? Creo que aquí hay un aprendizaje con el tema de los medidores. Pueden ser buenas decisiones, pero requieren madurez de trabajo, informar a la población, y que haya un acuerdo más allá incluso de los movimientos ambientales o de las empresas.

¿Qué aspectos le parece que no están suficientemente abordados en el anuncio?

Lo único que me preocupa del anuncio del gobierno, que -insisto- me parece que es razonable, es que esto no es solamente un tema de generación, sino que es un tema de transmisión muy relevante. Nosotros hemos hecho estudios que indican que un plan de cierre de centrales a carbón al 2035-2040 va a requerir inversiones adicionales en transmisión del orden de US$1.100 millones. Pero más allá del costo, el tema es por donde van a pasar esas líneas de transmisión, y resulta que ya la CNE dispuso en la planificación una segunda línea de Santiago hacia el norte, que va a tener que ser paralela a Cardones-Polpaico. Bueno, el cierre de las centrales a carbón va a requerir una tercera línea, o aumentar la capacidad de esta segunda línea.

En un escenario donde la construcción de Cardones-Polpaico tuvo alta conflictividad

La pregunta es si hemos sido suficientemente abiertos, directos, transparentes con la ciudadanía de decirles por una parte estamos reduciendo carbón, lo que puede ser una buena noticia ambiental, pero esto requiere un nuevo sistema de transmisión y por lo tanto pasar por zonas que son complejas. Un sistema de transmisión nadie lo quiere tener frente a su casa, y eso es legítimo, pero esto es parte del paquete completo. Entonces, lo que más me preocupa, es que por ejemplo en las simulaciones nuestras no teníamos contemplado a Ventanas 2 como una central que salía pronto. De acuerdo al cronograma que se presentó ayer está saliendo el 2024, y Ventanas 2 es una central que produce en una zona donde está el centro de carga del sistema eléctrico chileno, el gran consumo. Su salida va a requerir probablemente algún refuerzo de transmisión en una zona compleja. Primero va a haber que analizarlo, y si se establece que se requiere un reforzamiento del sistema, una nueva línea. ¿Vamos a ser capaces de tenerlo de aquí al 2024? Hay discusiones que hay que hacer.

“Hoy, en un año seco, el 45% de la generación eléctrica proviene del carbón, casi la mitad de la energía eléctrica. Con la información que tenemos hoy, dado además nuestro sistema aislado, no es posible tener un objetivo más ambicioso, como por ejemplo el cierre total al 2030. Eso tendría costos muy importantes, y técnicamente es bastante complejo”

Aún no se conoce el contenido fino del acuerdo, los anexos, pero se ha establecido una figura de “Estado de Reserva Estratégica” como condicionante, y se ha dicho que en el compromiso se definieron cambios regulatorios y programas de inversiones. ¿Cuáles debieran ser esos compromisos regulatorios?

Hay dos elementos que son bastante centrales. Uno, entiendo que las empresas sujetaron el cumplimiento de esto a que sea en condiciones de seguridad y eficiencia económica. Me parece razonable, porque nadie va a pagar una central si vemos que el resultado va a ser un caos o alzas en el costo marginal, etc. Pero, insisto, estamos en 2019. Para que entre un proyecto de transmisión va a tener que salir en la planificación 2019 un sistema que de soporte a este cambio de proyección. Ese sistema al 2020 recién se va a licitar, y generalmente se da un año para presentar ofertas. Estamos hablando que recién a mediados de 2021 podríamos tener una oferta relacionada con un sistema de transmisión que tiene que estar listo en 2024. Tengo bastantes dudas de que podamos construir un sistema de transmisión que pasa por zonas complejas en dos años. Entonces, tenemos un objetivo pero va a requerir ciertos análisis nuevos por parte de la autoridad.

¿Y en cuanto a la figura de la reserva estratégica, cómo visualiza su funcionamiento?

No conozco algún documento al respecto, entiendo que lo que se va a establecer es que en la misma torta de dinero que se paga por potencia en nuestro sistema eléctrico se va a incorporar un nuevo producto, por así decirlo, y ese producto se llama reserva estratégica y va a tener un pago. Si esto es así, los clientes no debieran verse afectados porque no sería un costo nuevo, sería parte de lo que pagamos todos por potencia. Se ven afectados los otros generadores y transmisores, hay alguien que está tomando parte de ese pago por potencia. Ahí probablemente habrá una discusión más bien de interés económico, no conozco legislación comparada al respecto.

¿Pero parece razonable mantener esta figura?

A mí me parece razonable que, si el sistema lo requiere, tener un par de centrales que puedan entrar en un tiempo adecuado a la operación del sistema, porque se está viendo un problema de condiciones de seguridad o confiabilidad. Me parece razonable mantenerlo.

Cuáles son las complejidades de hacer esta transición en un país como Chile, que en términos energéticos no está interconectado y por tanto todos los cambios e inversiones -transmisión, nuevas centrales- deben ser internos?¿Tiene que ver esto con los plazos que se fijaron en el plan de descarbonización?

Yo destaco que aquí hay una continuidad política, es una decisión que se tomó por parte de la Presidenta Bachelet y se continuó por parte del Presidente Piñera, y por lo tanto que bueno que estemos al fin continuando políticas públicas en un sector que es estratégico. Segundo, creo que también habla bien el que el sector público y el sector privado puedan trabajar de manera conjunta, y esto no es una imposición desde lo público, ni tampoco es una decisión solo del privado. Me parece que es un ejercicio que hay que saludar, y que es muy positivo para el país.

Pero dicho esto, hay que tener mucho cuidado con compararnos con procesos de cierre de centrales a carbón de Europa, por lo que tú señalas. El gran seguro que tiene Europa es que está prácticamente todo interconectado, con objetivos dispuestos por la Unión Europea de 15% o 20% de la inyección efectiva al sistema totalmente interconectada. Cuando Alemania dice cierro las centrales nucleares y empiezo a bajar centrales a carbón, tiene una serie de vecinos que le entregan energía cuando a ella le baja. Nosotros tenemos apenas una interconexión de 600 MW, que funciona a 300 MW. No tenemos una interconexión robusta, un mercado eléctrico del cono sur. Por lo tanto, hay que tener mucho cuidado con las comparaciones.

Hoy, en un año seco, el 45% de la generación eléctrica proviene del carbón, casi la mitad de la energía eléctrica. Con la información que tenemos hoy, dado además nuestro sistema aislado, no es posible tener un objetivo más ambicioso, como por ejemplo el que se ha planteado del cierre total al 2030. Eso tendría costos muy importantes, ya se han evaluado esos costos, y técnicamente es bastante complejo.

“Nuestra primera mirada de estas nuevas necesidades es que hoy no existe en el mercado eléctrico un producto que pueda satisfacerlas de manera eficiente y segura. Creemos que una buena discusión regulatoria tiene que crear un mercado de flexibilidad, creemos que es bastante clave. Es urgente hacerlo, en la medida que los cambios regulatorios demoran en implementarse”

Ustedes habían estimado un alza en el costo marginal de un 6%, ¿ese cálculo se mantiene?

Lo hemos estado analizando rápidamente, todavía no tenemos los números finos de la modelación, pero al menos con el anuncio de las centrales que salen no se ve en el corto plazo un cambio importante en los costos marginales, básicamente porque están saliendo unidades que no generan mucho. Nuestra gran incógnita es el efecto de Ventana 2. Por costo marginal, porque probablemente vamos a tener más gas reemplazando esa generación y van a aumentar los costos marginales, aunque probablemente no sea más de dos o tres dólares, lo que es bastante marginal dentro del sistema. Pero más que un aumento de costos marginales, estamos tratando de identificar cuales podrían ser las eventuales necesidades de transmisión para que se pueda cumplir con ello. Sin esos sistemas de transmisión cubiertos, aparentemente el acuerdo establece que se puede ir postergando la decisión mientras no existan esas condiciones. Pero a corto plazo no vemos grandes impactos, y probablemente a 2025 vamos a tener un escenario súper distinto desde el punto de vista de las tecnologías.

¿Y por dónde vendrían las necesidades de un ajuste normativo?

Básicamente acá lo que se va a requerir es un nuevo mercado, que se llama mercado de la flexibilidad. Hasta el 2025 no vemos grandes necesidades del sistema eléctrico en términos de atender variaciones muy relevantes del sistema en pocas horas, no es distinto a lo que podemos ver en términos de cambios de demanda. Pero si nos proyectamos hacia adelante, hacia el 2030, con simulaciones horarias que hemos realizado, estamos empezando a encontrar rampas de cuatro mil megas en una o dos horas. La pregunta que nos hacemos es qué mercado va a responder a ese tipo de rampas, si es razonable que responda el mercado de generación de energía, o sea el mercado spot, y la respuesta que nos dan los modelos es que efectivamente el mercado spot puede responder, pero de manera ineficiente: vamos a producir energía pero con diésel, y por tanto vamos a elevar los costos marginales y no empieza a ser una solución eficiente para el sistema. Por otra parte, el mercado de servicios complementarios, o servicios auxiliares, es un mercado que te asegura la confiabilidad del sistema en términos de que responde a variabilidades en términos de segundos y minutos. Básicamente hoy la reserva la está entregando el agua o el gas, y podrían entregarla después las baterías.

¿Cómo se cubrirían estas nuevas necesidades, desde el punto de vista regulatorio?

Nuestra primera mirada de estas nuevas necesidades es que hoy no existe en el mercado eléctrico un producto que pueda satisfacerlas de manera eficiente y segura. Creemos que una buena discusión regulatoria tiene que crear un mercado de flexibilidad, creemos que es bastante clave. Es urgente hacerlo en la medida que los cambios regulatorios demoran en implementarse. Lo que se ha visto en otros mercados es que en la medida que se incorpora una buena cantidad de energías renovables variables, como solar y eólica, esa variabilidad tiene que asumirla el sistema. Hay distintas maneras de darle respuesta a esa necesidad, y el diseño regulatorio tiene que cuidar que esta sea lo más eficientemente posible. Probablemente una discusión que va a empezar en los próximos años es si pasamos de un mercado de declaración de costos a un mercado de oferta de energía, donde ese mercado de oferta de respuesta a todos estos productos, servicios auxiliares, servicios de flexibilidad. Es una discusión interesante, porque probablemente le va a dar mucho más dinamismo a nuestro mercado, pero hay que revisar previamente cuales serán las condiciones efectivas de competencia que puede tener un mercado de oferta y que no exista posición dominante de ninguno de los actores.

“Vamos a tener una matriz más eléctrica, va a crecer su consumo. Vamos a requerir más fuentes de generación, tenemos que usar más intensivamente el sol, tenemos un potencial solar y eólico que se está desarrollando pero las incógnitas vienen por el lado del almacenamiento, tanto en tecnologías como la concentración solar de potencia y las baterías”

¿Cómo visualiza la situación de la matriz a futuro, en términos del crecimiento de lo solar y eólico, se abre un nuevo espacio para el gas?

Si nos paramos 20 años atrás, en 1999, nadie podría haber apostado por el escenario que tenemos hoy día, y lo que se visualiza como las grandes tendencias para los próximos años es de un gran dinamismo tecnológico. Lo que si está claro es que va a haber electrificación del consumo, y por tanto va a aumentar la demanda eléctrica, por electromovilidad, calefacción, etc. Segundo, deberían incrementarse los recursos descentralizados de energía: generación distribuida, almacenamiento, gestión de demanda, y por otra parte la digitalización de las redes; y todo esto marcado por el cambio climático. Vamos a tener una matriz energética, especialmente eléctrica, baja en emisiones, donde si vamos a utilizar un combustible efectivamente el combustible de transición es el gas natural, y creo que las perspectivas que se ven de Vaca Muerta en Argentina son positivas. Una matriz crecientemente renovable solar y eólica, que mantiene su hidroelectricidad pero que va a ir bajando en la medida que van apareciendo otras consecuencias del cambio climático, pero creo que la tendencia más relevante va a ser cómo los recursos descentralizados de energía se van a comportar.

¿La electromovilidad jugará un rol relevante en un aumento en la demanda eléctrica, cómo responder a esa demanda?

Va a ser una realidad, hoy ya las cifras de electromovilidad son muy interesantes y probablemente año a año van a ir rompiendo barreras. Por lo tanto, vamos a tener una matriz más eléctrica, va a crecer su consumo. Vamos a requerir más fuentes de generación, tenemos que usar más intensivamente el sol, tenemos un potencial solar y eólico que se está desarrollando pero las incógnitas vienen por el lado del almacenamiento, tanto en tecnologías como la concentración solar de potencia y las baterías. El último asterisco que uno debiera poner es qué va a pasar con el hidrógeno, si realmente tiene un desarrollo importante y baja los costos, ahí tenemos como país también una tremenda oportunidad porque para producirlo la energía solar es clave, y podríamos tener ahí una posibilidad enorme para nuestro futuro.