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 

El 21 de noviembre de 2017 marca una fecha icónica en la historia del sector eléctrico en Chile. Ese día se unieron los sistemas de transmisión independientes SIC y SING a través de una línea HVAC de 220 kV de 600 kilómetros. Así, el proyecto que se empezó a esbozar en la entonces Endesa del siglo pasado se hacía finalmente realidad. A esta última, se suma la nueva línea HVAC de 500 kV y 753 kilómetros que inició su operación recién en el mes de junio de este año, concluyendo de estructurar la nueva carretera eléctrica que hoy se extiende de Arica a Chiloé, ahora denominada Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Esta última línea, que se suponía tendría una capacidad holgada, ya ha registrado algunas horas en las cuales se ha visto copada. Algunos expertos preveían que ese escenario se iba a presentar en unos 4 ó 5 años desde su puesta en servicio. Lo anterior obliga a reflexionar en profundidad sobre la próxima ampliación del sistema en la zona norte: una línea en corriente continua (HVDC) crucial debido al papel que tendrá en la evacuación de la extensa capacidad de producción de energía solar. Al respecto, CIGRE Chile, en su afán por colaborar y reunir la mejor experiencia de la industria eléctrica y con el propósito de apoyar la toma de decisiones respecto de las especificaciones técnicas del proyecto HVDC Kimal-Lo Aguirre (aprobado en el Plan de Expansión de la Transmisión 2018), está haciendo un llamado a los profesionales del área para participar en el Grupo de Trabajo Técnico Transmisión en Corriente Continua de Alto Voltaje HVDC (SC B4).

Más información en cigre.cl; manuelsilva@cigre.cl

Por María José Ariztía, abogada división jurídica, Ministerio de Energía

La transmisión se encuentra posicionada hoy como una pieza clave para el desarrollo de nuestro país y, en especial, para el futuro renovable de Chile. En efecto, contar con una transmisión robusta, nos permitirá acercarnos a un futuro más limpio, eficiente, seguro y sostenible, y honrar nuestro compromiso de descarbonizar la matriz energética, alcanzando la carbono-neutralidad el año 2050.

Para lograr dichos objetivos, es necesario contar con un marco regulatorio adecuado, que entregue las señales para que la inversión y la operación de los recursos energéticos en el corto y largo plazo permitan cumplir con un suministro seguro, eficiente y sostenible.

En este contexto, recientemente se cumplieron tres años desde la entrada en vigencia de la Ley Nº 20.936, que estableció un nuevo sistema de transmisión eléctrica y creó un Organismo Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, modificando la Ley General de Servicios Eléctricos[1] (la “Ley”). Dicha normativa incorporó importantes reformas al mercado de la transmisión, considerando la necesidad de promover una planificación y gestión de los proyectos de transmisión, de forma sostenible, con miras a “alcanzar la maximización del beneficio social, a través de la aplicación de los principios rectores de robustez, flexibilidad, eficiencia económica, planificación de largo plazo, seguridad y calidad de servicio, y sustentabilidad. Ésta última observada en una triple dimensión: uso del territorio, impacto ambiental y entorno social”^[2].

Ahora bien, el año 2018 se inició un trabajo conjunto entre el Ministerio de Energía y la Comisión Nacional de Energía donde se identificaron algunos aspectos que debían ser mejorados en la Ley, para efectos de entregar mayor claridad a los participantes del mercado y alcanzar un marco jurídico más completo, adaptado a los dinamismos propios del sector de energía. Así, este proyecto de ley surge en respuesta al diagnóstico alcanzado junto a distintos actores del sector energético, consistente en un levantamiento de temáticas puntuales a mejorar, que revelaban ciertas dificultades de implementación y/o aplicación de las recientes modificaciones legales, y un análisis de la consistencia entre los objetivos de política pública y los compromisos normativos que permitirían la consecución de éstos.

En el marco de dicho trabajo, se identificaron distintos aspectos que requerían ser perfeccionados. Así, se llegó a la conclusión de que el mecanismo de acceso abierto actual requiere de una mayor flexibilidad y agilidad para efectos de permitir soluciones de conexión más rápidas cuando así sea necesario. Esto por cuanto hoy el desarrollador de un proyecto que está interesado en conectarse y requiere de una obra mayor para materializar su conexión, debe esperar al plan de expansión para hacerlo y no dispone de otras alternativas para agilizar el proceso, lo que puede transformarse en una barrera para el ingreso de actores al mercado.

Por otro lado, considerando el futuro renovable de Chile, el uso de sistemas de almacenamiento que tienden a costos cada vez menores y los comportamientos de la demanda eléctrica cada vez más más difíciles de predecir debido a factores como la electromovilidad o la generación distribuida, resulta muy necesario dotar de una mayor flexibilidad al plan de expansión, de manera que sea menos vulnerable a las incertidumbres que envuelven los supuestos de planificación, y además precisar los conceptos de obras nuevas y de ampliación, para efectos de dar una mayor claridad y certeza a todos los actores.

En definitiva, el proyecto de ley busca, a grandes rasgos, (i) aumentar y mejorar la competencia en el mercado, reduciendo los plazos y simplificando los actuales procedimientos asociados a la transmisión de energía, para que tanto la generación como la demanda puedan acceder oportunamente a las redes eléctricas existentes; (ii) perfeccionar, modernizar e incorporar herramientas regulatorias que permitan otorgarle mayor flexibilidad al procedimiento de planificación de la transmisión, reconociendo los beneficios de los desarrollos tecnológicos de una manera eficiente, que considere variables económicas, medioambientales y de uso apropiado del territorio; y (iii) otorgar mayor certeza jurídica en materias de valorización y remuneración de las instalaciones de los sistemas de transmisión y precisar las actuales disposiciones legales permitiendo un mejor entendimiento de la normativa.

Así, la propuesta relativa a acceso abierto sugiere la introducción de nuevos mecanismos excepcionales que permitan flexibilizar la conexión de proyectos de generación o consumo, teniendo en especial consideración la necesidad de desarrollar y conectar al sistema proyectos de generación y demanda en un tiempo menor al que toma el proceso de planificación de la transmisión, y, alternativamente, solicitar conexiones provisorias al sistema, a la espera de la materialización de una conexión definitiva.

Asimismo, respecto de la planificación de transmisión, el proyecto de ley explicita la posibilidad de que la Comisión Nacional de Energía contemple distintas modalidades aplicables a las obras de transmisión consideradas en el plan de expansión, de forma que se puedan revisar las mismas o cambiar sus características, antes de su licitación. Esto permitirá a la Comisión proponer obras más apropiadas a las condiciones del mercado y por tanto ser más eficientes en el desarrollo de la transmisión del país.

En la misma línea, se establece un procedimiento excepcional para ejecutar obras de expansión que no provengan del plan, cuando éstas sean necesarias y urgentes. Esta atribución permitirá iniciar licitaciones de obras de trasmisión de forma más expedita que incorporándolas en el plan anual de transmisión, evitando situaciones que puedan poner en riesgo el suministro de la demanda y el costo económico que significa no contar con dicho suministro. Conjuntamente, se incorpora un nuevo mecanismo -excepcional- que permite la conexión rápida al sistema de transmisión, ante urgencias que, por falta de conexión al sistema, pongan en riesgo la seguridad y salud de las personas.

En cuanto al actual esquema de licitaciones de obras de ampliación, destaca la propuesta de modificación que sugiere traspasar al propietario la responsabilidad de licitar y adjudicar las obras, y asignar al Coordinador un rol que apunte a la supervisión, en el marco de sus nuevas labores de monitoreo de la competencia.

Finalmente, de la aplicación práctica de los supuestos de valorización y remuneración, queda de manifiesto que es necesario realizar ciertas precisiones al marco regulatorio, que permitan otorgar mayor certeza jurídica a los inversionistas del sector, respecto de la oportunidad y forma de valorizar y remunerar sus instalaciones.

Como Ministerio creemos que existe amplio consenso en el sector respecto de las materias sobre las cuales se deben realizar adecuaciones, por cuanto esta regulación promoverá una mayor incorporación de nuevas tecnologías al mercado de la transmisión, permitirá adaptar las expansiones del sistema al dinamismo propio del mercado y aportará mayor certeza jurídica a sus inversionistas.

[1]   DFL 4/20018 que “Fija el texto refundido, coordinado y sistematizado del Decreto con Fuerza de Ley N°1, de Minería, de 1982, Ley General de Servicios Eléctricos, en materia de energía eléctrica”.

[2] Mensaje del proyecto de ley que “Establece nuevos sistemas de transmisión de energía eléctrica y crea un organismo coordinador independiente del sistema eléctrico nacional”. Boletín N° 10.240-08.