Fuente: Electricidad Interamericana

   

Actualmente este recurso sigue siendo el que lidera la participación en la matriz energética, alcanzando un total de 6.632 MW de capacidad instalada, ubicadas casi exclusivamente en el Sistema Interconectado Central (SIC) según muestra el reporte del Coordinador Eléctrico Nacional a marzo de este año. De esta cifra 3.402 MW de potencia pertenecen a las centrales de embalse, mientras que 3.230 MW son parte de las centrales de pasada.

 

Claudio Seebach, vicepresidente ejecutivo de Generadoras de Chile, señala que la hidroelectricidad representará “algo más del 29% de la capacidad instalada total de los sistemas una vez interconectados, con la capacidad que representan los embalses que bordea el 15% del total”.

 

Las proyecciones de crecimiento de esta tecnología siguen al alza, pues para inicios del próximo año el organismo coordinador prevé que la hidroelectricidad llegue a 7.097 MW instalados en el sistema eléctrico, lo que posteriormente aumentará desde fines de 2018, cuando entren en operaciones iniciativas de mayor envergadura.

 

Y es que, de acuerdo a los datos entregados por la Unidad de Gestión de Proyectos del Ministerio de Energía, en 2019 debería ingresar a operación comercial la central Los Cóndores, de Enel Generación (150 MW), seguida de Alto Maipo, de AES Gener (531 MW) en marzo de 2019, e Hidroñuble (136 MW), de Eléctrica Puntilla, en octubre de 2019. Todo esto supone el ingreso de 817 MW hidroeléctricos adicionales en los próximos años.

 

Operaciones

 

Según señalan los especialistas consultados por Revista ELECTRICIDAD varias son las perspectivas para la hidroelectricidad en materia de operaciones dentro del futuro sistema interconectado. Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía, sostiene que a futuro la interconexión presentará condiciones de bidireccionalidad, lo que implica transferencias de energía en ambos sentidos, y la hidroelectricidad tendrá un rol relevante en dicho proceso”.

 

“El comportamiento que se observa de manera general es que con la interconexión SIC-SING la amplitud del ciclo hidráulico se atenúa a nivel de precios, es decir los valores de los costos marginales entre el mínimo y el máximo que uno podrá ver en un año hidrológico normal, serán menores a los observados en un escenario sin interconexión”, afirma el ejecutivo.

 

Para Luis Vargas, director del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile, la hidroelectricidad será clave en los escenarios de transferencia de sur a norte, lo que dependerá de la hidrología que se presente en el centro-sur”.

 

La capacidad de almacenamiento que tienen los embalses es otro elemento destacable de la hidroelectricidad, explica María Isabel González, gerente general de Energética: “Si bien su participación bajará, la generación hidráulica tendrá un rol importante, particularmente los embalses para aportar reservas en giro al sistema nacional a menor costo que las centrales termoeléctricas del SING. En este sentido debieran ser un apoyo para complementar la operación de las centrales fotovoltaicas”.

 

Una visión similar tiene Francisco Aguirre, director de Electroconsultores, quien señala que la hidroelectricidad de embalse es un “partner” ideal de las energías renovables variables, evitando que estas últimas presenten “vertimientos”, perdiéndose sus aportes por inflexibilidades operacionales del sistema. Esta tecnología tiene una potencialidad y ventaja fuerte sobre la complementariedad de las tecnologías a gas, que hoy han demostrado ya no ser económicas”.

 

A su juicio las centrales de embalse también cumplen un papel relevante en costos por cuanto “deberían ahorrar fuertemente servicios complementarios que habría que dar con otros medios sin la existencia de grandes proyectos de este tipo”, por lo que plantea la necesidad de aumentar la participación de estas generadoras.

 

Claudio Seebach sostiene que los embalses son una de las tecnologías que adicionalmente pueden aportar al sistema “flexibilidad para hacer factible una penetración en aumento de Energía Renovable Variable (ERV) en la matriz de generación, por lo que el rol de la hidroelectricidad de embalse con regulación, o eventualmente también tecnologías de bombeo (o “pumped storage”), seguirá siendo fundamental para prestar servicios complementarios que permiten un suministro eléctrico continuo, de calidad y seguro, avanzando en nuestra meta de una matriz más renovable”.

 

Ramón Galaz asegura que los desafíos de estas centrales están en que “pueden ver modificada su operación de acuerdo a las definiciones que vaya haciendo el organismo coordinador para el sistema eléctrico y ahí, por un lado, tendrán que ver la disponibilidad hidrológica que se observe y cómo se manejan las reservas para aportar las características de seguridad que se le reconoce a la hidroelectricidad de embalse, como la regulación”.

 

Potencial

 

Según Claudio Seebach, los factores que se consideran para el costo marginal de la hidroelectricidad de embalse, que se le asigna a la generación en base al agua embalsada para el despacho, “no debieran modificarse en lo sustancial con la interconexión de los sistemas. Sin duda lo que se modifica es el tamaño del sistema, la oferta y la demanda, pero dado el tamaño aún relevante de centrales de embalses en el sistema interconectado a nivel nacional, la optimización para el mejor uso del agua en generación, bajo criterios económicos, de seguridad y calidad, continuará siendo hecha con las nuevas consideraciones que impone un sistema integrado”.

 

El ministro de Energía, Andrés Rebolledo, destaca que el desarrollo hidroeléctrico es un factor fundamental “para avanzar en los objetivos de la Política Energética 2050 que busca llegar a una participación de 70% de energía renovable, donde la hidroelectricidad tiene un rol central debido al potencial que tenemos, más allá de la coyuntura que hace compleja esta generación por lo que significa la baja hidrología vista en los últimos años”.

 

Es así como el potencial identificado en la segunda etapa del Estudio de Cuencas del Ministerio de Energía muestra un total de 15.938 MW de potencia que podrían instalarse en doce cuencas del país, entre la Región del Maule y Aysén, donde también se registró el potencial de las subcuencas.

 

El análisis indica que la cuenca del Biobío es la que presenta el mayor potencial hidroeléctrico del país, con 2.902 MW de potencia, seguida de la cuenca del río Baker, ubicado en la Región de Aysén, (1.981 MW); Palena (1.797 MW); Pascua (1.694 MW); Yelcho (1.403 mw); Maule (1.368 MW); Toltén (1.123 MW); Valdivia (906 MW); Aysén (848 MW); Bueno (807 MW); Cisnes (619 MW), y Puelo (552 MW). Esto representa un potencial 2,4 veces superior a la actual capacidad instalada de hidroelectricidad entre Taltal y Chiloé.

 

En esta línea el ministro Rebolledo plantea que los proyectos hidroeléctricos “requieren de un manejo importante desde el punto de vista de las relaciones con las comunidades y el territorio, lo que tiene que ser considerado por las empresas. Por este motivo conformamos la mesa de hidroelectricidad sustentable para hacernos cargo de viabilizar los proyectos con la participación de las comunidades”.

 

Desafíos

 

Un primer desafío que señalan los especialistas es la participación futura de la hidroelectricidad en la matriz. Francisco Aguirre advierte que la actual participación de esta fuente debiese incrementarse, pues “la generación hidro hoy es un aporte modesto, incluso en años húmedos, y dicho recurso es una de las fuentes propias con grandes capacidades inexplotadas en nuestro país”.

 

Según Ramón Galaz, otro tema son los costos de desarrollo de esta tecnología pues “deben competir con otros más bajos, como la energía fotovoltaica por ejemplo. La tecnología hidráulica tiene valores en torno a US$60 MWh, según sea el caso por lo que es un desafío importante, donde una alternativa puede ser conformar un mix con otras tecnologías, que permita lograr una complementariedad para hacer más competitiva su participación.

 

En opinión de Luis Vargas, una alternativa para los proyectos de hidroelectricidad es su potencial combinación con otras fuentes, “como hidráulica-solar, hidráulica-eólica, lo que se conoce en la experiencia internacional como centrales híbridas, que intentan co-optimizar el uso de ambos recursos”.

 

“A medida que aumentan las energías renovables variables (eólica y solar) los proyectos hidráulicos tienen un rol importante en la regulación intra-horaria con el objeto de emparejar el output completo del parque del sistema, lo que dependerá de los incentivos, ya que al haber aumento de energía renovable la tendencia es que el precio de la energía baje y aquí el desafío es proponer un nuevo modelo de negocios, poniendo una tarea futura y difícil para el regulador”, agrega el académico.

 

La reforma al Código de Aguas es otro reto para el sector, aunque sus efectos en la generación eléctrica no supone mayores complejidades, opina María Isabel González: “los cambios no afectan a las centrales hidroeléctricas ya construidas. Si bien le dará un carácter temporal a los derechos, creo que esto es beneficioso para el mejor aprovechamiento de los recursos, ya que obligará a los tenedores de derechos a utilizarlos, ya que el no uso efectivo del recurso conllevará la caducidad y por lo tanto los debieran aprovechar otros”.

 

Conclusiones

 

• La interconexión SIC-SING plantea una serie de adaptaciones de operación para la hidroelectricidad en el sistema eléctrico, por lo que la amplitud de su ciclo atenuará su nivel de precios.

• La tecnología de embalse cumplirá una importante función de almacenamiento que le otorgará flexibilidad al sistema, permitiendo que se complemente con la variabilidad de las energías renovables.

• Los principales desafíos para la hidroelectricidad también apuntan a mejorar su licencia social y su competitividad respecto a otras fuentes más económicas.

 

Thomas Keller, gerente general de Colbún

“La hidroelectricidad contribuirá a reducir los costos de operación del sistema”

 

A su juicio, ¿cuál será el rol operacional que tendrá la hidroelectricidad con la interconexión?

La hidroelectricidad aportará varios atributos positivos al futuro sistema eléctrico nacional una vez que estén interconectados el SIC y el SING, como la flexibilidad que otorga cuando es aportada por aquellas instalaciones con capacidad de regulación, así como también contribuirá a reducir el factor de emisiones del sistema integrado. También contribuirá a reducir los costos de operación del sistema: cuando exista mayor disponibilidad de recursos hídricos y/o condiciones hidrológicas favorables, el sistema será abastecido en su conjunto con mayor aporte de este tipo de tecnología, contribuyendo además a mejorar los niveles de seguridad y calidad de servicio (regulación de frecuencia, tensión, reserva).

 

Dado que la hidroelectricidad se destaca por su capacidad de almacenamiento, ¿qué papel le asignan a los embalses?

Las centrales hidroeléctricas con capacidad de regulación tienen la flexibilidad y capacidad de respuesta necesarias ante las variaciones que tienen las energías renovables de fuente variable, como la energía solar y eólica, por lo que se necesita una revisión de la regulación de los Servicios Complementarios, para que introduzca los mecanismos necesarios y las señales adecuadas que permitan asumir este desafío.

 

¿Cuáles son los proyectos hidroeléctricos que tiene contemplado ejecutar Colbún a futuro?

Colbún tiene una cartera de proyectos hidroeléctricos en distinta etapa de desarrollo, cuya ejecución se irá materializando de acuerdo a la maduración de cada proyecto y las condiciones de mercado y el entorno. Los proyectos hidroeléctricos en la cartera de Colbún son: La Mina (34 MW), que se encuentra en su fase de puesta en servicio y próximo a su operación comercial; San Pedro (170 MW); Guaiquivilo Melado, que a marzo de 2017 inició la preparación del Estudio de Impacto Ambiental, y el proyecto Los Cuartos que, en el primer trimestre de 2017 inició el desarrollo de ingeniería básica y se ha continuado con los estudios de línea de base ambiental, conducentes a la preparación del Estudio de Impacto Ambiental del proyecto.

 

Valter Moro, gerente general de Enel Generación Chile

“La interconexión de los sistemas nos abrirá nuevas perspectivas”

¿Cómo prevé el comportamiento operacional de la hidroelectricidad con la interconexión?

Será tan importante como lo es ahora en el SIC. Más del 50% de nuestra capacidad instalada en 2016 fue sobre la base de producción hidroeléctrica, lo que refleja la importancia que tiene. La matriz de Chile se destaca por su mix diversificado de producción eléctrica, y la energía que provenga del norte del país reforzará esa condición. Para nosotros, además, la interconexión de los sistemas abrirá nuevas perspectivas ya que podremos ofrecer a nuestros clientes la energía que tenemos en esa zona del país.

 

¿Cuáles son sus perspectivas de hidrología en el corto y mediano plazo?

En el primer trimestre del año tuvimos una menor generación hidráulica en comparación con el mismo periodo de 2016, por el comportamiento que han tenido los caudales de deshielo. Esto a su vez fue compensado por la generación de otras fuentes. Nuestra perspectiva es que estos caudales mejoren en el resto del año.

 

¿En qué estado de avance están los proyectos hidroeléctricos de Enel Generación?

Tenemos en construcción el proyecto hidroeléctrico de pasada Los Cóndores, en la Región del Maule, y que tendrá una potencia instalada de aproximadamente 150 MW. Su avance, a abril pasado, es de 51% y las obras principales están concentradas en la excavación del túnel de aducción de la central.

 

¿Cuál es la evaluación de su plan de automatización de plantas hidroeléctricas?

Esperamos que durante este año se integren las últimas plantas al sistema, el que recoge la información desde los Centros de Explotación Zonal (CEZ), y la entrega al Centro de Explotación Nacional (CEN) de Enel Generación Chile, situado en Santiago. El telecomando nos entrega la información que se necesita para operar, sabemos exactamente lo que está sucediendo en cada máquina, lo que nos permite tomar decisiones de forma centralizada, actuar más coordinadamente en caso de necesidad de recuperación del servicio y homologar las prácticas operacionales.