El Plan de Expansión de la Transmisión 2018, cuyo Informe Técnico Definitivo fue aprobado por la Comisión Nacional de Energía mediante la Resolución Exenta 334 del 29 de mayo de 2019, incluye la obra Nueva Línea de HVDC Kimal-Lo Aguirre cuya entrada en servicio se espera para el año 2030.

Se trata de un proyecto que considera la construcción de una línea de transmisión en corriente continua de alta tensión (HVDC) bipolar con retorno metálico, de 1.500 km, con una capacidad de transmisión por polo de al menos 2.000 MW y una tensión de transmisión de al menos ±600 kV, entre las subestaciones conversoras Kimal y Lo Aguirre.

El proyecto promete reducir los costos de operación del sistema que, una vez concretado, hará posible el intercambio masivo de energía renovable entre el norte y centro sur del país. El proyecto se sustenta en los cambios introducidos al marco regulatorio sectorial mediante la Ley 20.936 que introdujo la planificación energética de largo plazo y que permite justificar esta significativa obra.

HVDC es una tecnología altamente flexible y controlable, especialmente atractiva para la transmisión de grandes bloques de potencia eléctrica sobre grandes distancias como es el objeto del proyecto Kimal – Lo Aguirre.

De acuerdo con la propuesta de la autoridad, el proyecto sería bipolar con retorno metálico, sin embargo, no especifica la tecnología de conversión de los terminales convertidores y deja abierta la posibilidad de incluir un futuro tercer terminal configurando un sistema HVDC multiterminal.

Existen dos grandes grupos de tecnología de conversión para aplicación en HVDC. La primera tecnología es HVDC LCC que utiliza el principio de conmutación natural con válvulas de tiristores. HVDC LCC es una tecnología madura y confiable con más de 50 años de operación en diversos países del mundo. Recientemente entró en servicio el proyecto Changji Guquan en China que transmite 12GW en +/-1100kV sobre una distancia de 3.300 km. Las principales desventajas de HVDC LCC son la necesidad de un nivel de cortocircuito al menos 2,5 veces la potencia del enlace, la necesidad de filtros AC y compensación de reactivos, todo lo cual se traduce en estaciones convertidoras de gran tamaño.

La segunda opción se basa en conmutación forzada mediante IGBTs configurados en convertidores tipo fuente de tensión VSC. HVDC VSC es una tecnología más reciente, con importantes ventajas como menor tamaño de las convertidoras, eventual ausencia de filtros AC y capacidad de controlar independientemente la potencia activa y reactiva proporcionando de este modo soporte de tensión al sistema AC. Adicionalmente, HVDC VSC es la tecnología recomendada para sistemas multiterminales y puede proveer partida autónoma. Sin embargo, estas ventajas implican un costo adicional de inversión y trae aparejada una operación y riesgos asociados a la juventud de la tecnología. Además, HVDC VSC debe superar ciertos desafíos aún pendientes como el despeje de fallas DC. Esto porque HVDC VSC fue inicialmente desarrollado para la transmisión con cable aislado soterrado o submarino donde cualquier falla de aislación es siempre catastrófica lo que no permite la reiniciación del enlace. En los últimos años, los adelantos en esta tecnología han buscado viabilizar sistemas HVDC VSC capaces de despejar fallas DC en línea aérea. Para ello, se han propuesto interruptores de poder DC y nuevas variantes de convertidores VSC con módulos conversores de puente completo VSC FB o híbridos VC HB+FB que básicamente incluyen más dispositivos IGBT para interrumpir la corriente de falla DC.   

Independiente de la tecnología de conversión HVDC, asegurar la introducción exitosa del sistema HVDC en el Sistema Eléctrico Nacional requerirá de competencias locales para el desarrollo de las diversas etapas del proyecto, esto es, estudios, desarrollo, ejecución, puesta en marcha, operación y mantenimiento de la infraestructura asociada. Por eso CIGRE Chile está impulsando el trabajo colaborativo de nuestros socios para construir conocimiento y capacidades locales.

Finalmente, está pendiente el estudio de franja que debe liderar el Ministerio de Energía y que busca definir la franja de territorio por donde se construirá el proyecto de transmisión.

Por Augusto Quintana Benavides, Profesor de la Facultad de Derecho de la Universidad de Chile

Es común hablar en la actualidad acerca de la “transición energética” y suele emplearse esta expresión para aludir al tránsito desde una matriz energética basada en los combustibles fósiles a una fundada en energías renovables y con bajos niveles de emisión de CO2. Esta transición se justifica por varias razones, entre ellas, los desajustes derivados del cambio climático y la búsqueda de precios más competitivos y estables.

Sin embargo, desde una perspectiva más genérica, son varias las transiciones en curso. Así, además de la migración a un uso más generalizado de fuentes renovables, existen a lo menos otras 2 transiciones energéticas. La primera procura una mayor autonomía energética desde una perspectiva geopolítica, es decir, que cada sociedad sea energéticamente autosuficiente e, incluso, capaz de producir los equipos mayores y menores necesarios para generar energía, tales como aspas, turbinas, paneles solares e inversores, entre otros. La segunda promueve una mayor descentralización de las fuentes generadoras de energía y, en su extremo, potencia que los consumidores sean, a su vez, los productores de la energía que requieren (“prosumers”).

Es a propósito de estas 3 transiciones energéticas en que el combustible de hidrógeno (y, en particular, el hidrógeno “verde”) comienza a despertar el interés de la comunidad científica, de los legisladores, de la industria espacial y automotriz y, más tímidamente aún, de los desarrolladores de proyectos energéticos y de las empresas generadoras de energía.

Es necesario distinguir entre el hidrógeno gris, azul y verde. Así, el hidrógeno “gris” (o “negro”) se extrae del gas natural empleando un proceso denominado “reformado de metano” con vapor. Se emplea en los procesos de refinación del combustible fósil y genera emisiones de CO2. El hidrógeno “azul” también se obtiene de gas natural o biogás, capturando una significativa cantidad de CO2 que se almacena en forma subterránea y, por lo tanto, es menos contaminante que el anterior. Finalmente, el hidrógeno “verde” se obtiene principalmente a través del proceso de “electrólisis” del agua y, en menor medida en la actualidad, por medio de la “fotólisis”, la “biofotólisis”, la fermentación “oscura” (de algas y residuos agroindustriales) y la “termólisis”. Para las tres transiciones ya aludidas, el hidrógeno verde será el vector energético que determinará una nueva era en la evolución de la humanidad y que, además de morigerar las transformaciones de nuestro hábitat, nos permitirá disponer de la energía suficiente para acometer los desafíos de elevar la productividad y mejorar la calidad de vida de toda la población.

Por ejemplo, el desarrollo que está teniendo en Japón la pila de hidrógeno para alimentar los vehículos Toyota Mirai, su uso en el transporte terrestre y su aplicación en el hogar a través de la pila Ene-Farm Mini es relevante. Estos avances son coherentes con la definición adoptada por las autoridades japonesas el año 2017, recogida en su “Política Básica del Hidrógeno”, que se plantea como objetivo hacia el año 2030 producir 300.000 toneladas anuales de hidrógeno, reducir significativamente el costo de generación de energía en base hidrógeno a 17 yen/KWh, producir 800.000 vehículos anuales, desarrollar y comercializar pilas para camiones y barcos pequeños, entre otras innovaciones tecnológicas.

También es relevante el esfuerzo que está desplegando el gobierno chino en orden a que entre los años 2020 y 2030 se incorporen 1 millón de vehículos en base a pila de hidrógeno y se construyan y operen 1.000 estaciones de recarga (o “hidrogeneras”). Entre los aspectos más llamativos de la política energética de este país, se encuentra la conversión de Wuhan, entre los años 2018 y 2020, como la primera ciudad en emplear intensivamente las pilas de hidrógeno en el transporte público terrestre.

Asimismo, en Australia se están realizando avances como la construcción de plantas de hidrógeno verde que se destinarán a la generación de electricidad y a la producción de amoniaco como fertilizante en la agricultura, empleando como energía primaria para la electrólisis la energía obtenida de fuentes eólicas y solares. Entre estas plantas construidas o en construcción en Australia del Sur destaca el proyecto de Port Lincoln, con una inversión de 117,5 millones de dólares australianos, que producirá 16 MW de electricidad y 18.000 toneladas anuales de amoniaco. Estas iniciativas se enmarcan dentro de la Estrategia Nacional de Hidrógeno aprobada por las autoridades australianas el año 2019.

Perspectivas en Chile

Se dice que Chile posee condiciones privilegiadas para la producción de hidrógeno verde y esta creencia se funda en los bajos precios de la electricidad (necesaria para la electrólisis) que están alcanzando las centrales fotovoltaicas y eólicas. Podríamos agregar, además, el potencial que posee nuestro país en materia de energía mareomotriz y geotérmica.

Ahora bien, Chile no se encuentra entre los países que tengan desarrollos significativos en la producción de hidrógeno. En efecto, en la actualidad solo se emplea el hidrógeno gris para la refinación de los combustibles fósiles, especialmente por medio de una empresa subsidiaria de la petrolera estatal ENAP. Sin perjuicio de lo anterior, están bien encaminados un par de proyectos que desarrollan consorcios empresariales, subsidiados por la CORFO, y que procuran la conversión de los motores de los camiones mineros para que empleen, en forma mixta, combustibles fósiles e hidrógeno.

Por su lado, los agentes privados podrían tener en vista la conversión de industrias intensivas en el consumo de combustibles fósiles, especialmente en zonas saturadas e, incluso en zonas latentes, para que empleen el hidrógeno como una nueva fuente de energía. El uso industrial del hidrógeno no solo permitiría mejorar las condiciones ambientales y, por ende, una mejor aceptación por parte de la comunidad, sino que también permitiría a estas industrias eximirlas del pago de impuestos verdes y relevarlas de la obligación de incurrir en costosas inversiones para cumplir con los instrumentos de planificación ambiental. Entre las industrias emplazadas en zonas saturadas y latentes se encuentran varias centrales eléctricas a carbón, las cuales se encuentran afectas a un régimen de cierre programado. La conversión de estas centrales, además de seguir aprovechando la infraestructura existente, les permitiría a las empresas generadoras ahorrar el millonario coste del plan de cierre.

Adicionalmente, la construcción de plantas generadoras de hidrógeno sería de alta utilidad para el desarrollo de otras fuentes energéticas, especialmente solar y eólica, que generan energía en forma intermitente. Si se asociaran las centrales solares y eólicas a una planta de hidrógeno podrían, en forma combinada, incrementar su factor de planta y los niveles de seguridad del sistema eléctrico, maximizar las disponibilidades de transmisión que existan en las redes e, incluso, participar en las subastas de servicios complementarios. En este sentido, es perfectamente plausible sostener que el mercado de los servicios complementarios, tras la reciente entrada en vigor de una nueva normativa, podría ser más competitivo con el desarrollo de plantas de hidrógeno.

Finalmente, estimamos que el desarrollo/aplicación comercial de pilas de hidrógeno para fines domésticos contribuiría significativamente al abastecimiento energético en zonas en las cuales no existen líneas de distribución. Sin duda, el desarrollo de la industria del hidrógeno verde permitirá, en Chile y en el mundo, contar con una fuente energética amistosa con el medio ambiente, generada en proporciones significativas por el propio consumidor y por comunidades locales y, asimismo, aportará a que nuestra sociedad sea energéticamente autosuficiente.

también permitiría a estas industrias eximirlas del pago de impuestos verdes y relevarlas de la obligación de incurrir en costosas inversiones para cumplir con los instrumentos de planificación ambiental. Entre las industrias emplazadas en zonas saturadas y latentes se encuentran varias centrales eléctricas a carbón, las cuales se encuentran afectas a un régimen de cierre programado. La conversión de estas centrales, además de seguir aprovechando la infraestructura existente, les permitiría a las empresas generadoras ahorrar el millonario coste del plan de cierre.

Adicionalmente, la construcción de plantas generadoras de hidrógeno sería de alta utilidad para el desarrollo de otras fuentes energéticas, especialmente solar y eólica, que generan energía en forma intermitente. Si se asociaran las centrales solares y eólicas a una planta de hidrógeno podrían, en forma combinada, incrementar su factor de planta y los niveles de seguridad del sistema eléctrico, maximizar las disponibilidades de transmisión que existan en las redes e, incluso, participar en las subastas de servicios complementarios. En este sentido, es perfectamente plausible sostener que el mercado de los servicios complementarios, tras la reciente entrada en vigor de una nueva normativa, podría ser más competitivo con el desarrollo de plantas de hidrógeno.

Finalmente, estimamos que el desarrollo/aplicación comercial de pilas de hidrógeno para fines domésticos contribuiría significativamente al abastecimiento energético en zonas en las cuales no existen líneas de distribución. Sin duda, el desarrollo de la industria del hidrógeno verde permitirá, en Chile y en el mundo, contar con una fuente energética amistosa con el medio ambiente, generada en proporciones significativas por el propio consumidor y por comunidades locales y, asimismo, aportará a que nuestra sociedad sea energéticamente autosuficiente.

Por Carlos Barría, Jefe de la División de Prospectiva y Análisis de Impacto Regulatorio, Ministerio de Energía

Recientemente se ha publicado el Informe de Actualización de Antecedentes 2019, denominado IAA 2019 por sus siglas, como parte de la actualización de antecedentes y resultados del proceso de Planificación Energética de Largo Plazo (PELP) vigente y llevado a cabo por el Ministerio de Energía para el cumplimiento del mandato de planificación estipulado en la Ley General de Servicios Eléctricos.

En esta oportunidad, se han incorporado una serie de nuevas proyecciones como el retiro de centrales a carbón, costos de inversión de fuentes de generación, precios de combustibles fósiles y el comportamiento esperado de la demanda energética y eléctrica, considerando supuestos tales como la electromovilidad, climatización (aire acondicionado y calefacción), eficiencia energética y generación distribuida, entre otros.

Asimismo, se ha introducido una mejora sustancial en el modelamiento de la planificación que guarda relación con la optimización conjunta de las inversiones de generación y de transmisión eléctrica y que se incorpora por primera vez como parte central de la metodología de la PELP. Lo anterior permite garantizar la expansión costo eficiente del sistema eléctrico en su conjunto y se recupera además la señal de localización para el uso eficiente de la transmisión eléctrica y la construcción eficiente de los futuros proyectos de generación.

La PELP vigente se desarrolló durante el año 2017 a través de un proceso participativo que definió cinco escenarios que tienen una duración quinquenal. Hoy se actualizan los insumos y antecedentes manteniendo vigente los respectivos escenarios energéticos establecidos en el Decreto Exento N°92 de marzo de 2018, pero con una nueva cuantificación de cada escenario.

El IAA 2019 contiene un ejercicio de planificación de largo plazo que canaliza la visión energética del Estado de Chile y se vincula directamente con la expansión de la transmisión eléctrica que lleva a cabo la Comisión Nacional de Energía. Esta última utiliza este informe como uno de sus principales insumos para modelar la expansión futura de la oferta de generación eléctrica y así recomendar la infraestructura de transmisión necesaria para el crecimiento armónico y eficiente del Sistema Eléctrico Nacional.

Este informe proyecta una importante inserción de energías renovables ubicadas a lo largo del territorio nacional y con predominancia de tecnologías eólica y solar fotovoltaica en la primera década, adicionando expansiones en concentración solar de potencia más adelante y, bajo situaciones específicas, se puede dar una expansión con centrales a gas natural. Dependiendo del crecimiento futuro de la demanda eléctrica, las inversiones en generación eléctrica y transmisión prospectiva podrían fluctuar entre los 25 y 65 mil millones de dólares.

De esta manera, se evidencia que el futuro eléctrico será altamente renovable y se proyecta que incluso podemos alcanzar un 70% de generación en base a fuentes renovables al año 2022. Esto depende por supuesto de las condiciones hidrológicas futuras, esto es, el nivel de lluvias y deshielos que inciden en la participación hidroeléctrica pues mientras más secos son los años, menor generación renovable se podrá alcanzar. Además, se prevé una participación renovable por sobre el 75% para todos los escenarios de la planificación energética para el año 2030, mientras que para el 2050 se podrían incluso alcanzar valores por sobre el 90% si se dan las condiciones propicias para el desarrollo eficiente de centrales renovables, situación que va en línea con el compromiso de carbono neutralidad del país para ese año.

Por otro lado, en el IAA 2019 se identificaron diversos desafíos como, por ejemplo, la consideración del concepto de flexibilidad en el Sistema Eléctrico Nacional y la necesidad de modelar distintos aspectos relacionados con: optimización del almacenamiento, incorporación de los efectos del cambio climático para incluir la resiliencia como concepto en la planificación, identificación y modelamiento de nuevas tecnologías y la representación regional de todo el territorio nacional, entre otros. Estos temas se irán incorporando en las siguientes actualizaciones de antecedentes y en los próximos procesos quinquenales de la PELP de forma de abordar los desafíos futuros del sector de energía en Chile.

Invitamos a todo el sector y a la ciudadanía en general a revisar el Informe de Actualización de Antecedentes 2019, así como un despliegue interactivo de los resultados y proyecciones a través del portal web: http://pelp.minenergia.cl. Cualquier sugerencia y/o comentario se puede hacer llegar al correo upvt@minenergia.cl