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De acuerdo con lo indicado en el documento, la puesta en servicio de los proyectos en MW llegaría a 6.398 MW durante este año, lo cual aumentaría en 416 MW en 2022, llegando a 6.814 MW. Esta cifra llegaría a un total acumulado de 6.999 MW en 2023, para cerrar 2024 con 7.305 MW.

De total de proyectos que entrarían en servicio a 2024, un 50% corresponde a centrales solares fotovoltaicas, seguida de centrales hidroeléctricas; petróleo diésel; biomasa y eólica.

Transmisión

En transmisión, el Anuario 2020 de la CNE señala que se han declarado en construcción más de 150 proyectos en este segmento, de los cuales cerca de 40 deberían conectarse el próximo año, tanto en obras nuevas nacionales, zonales y dedicados, así como ampliaciones de capacidades en líneas y en subestaciones.

Dentro de las principales obras de transmisión zonal y dedicada para 2022, según la CNE, se estima la puesta en servicio de la infraestructura eléctrica del proyecto de la Compañía Minera Teck Quebrada Blanca: línea de transmisión 220 kV Lagunas-Puquios y las subestaciones Challacollo, Paguana y Tiquima, prevista para abril próximo.

A nivel del sistema de transmisión nacional para este año se estima la conexión de los proyectos:

-Nueva línea 2×220 kV entre S/E Nueva Pozo Almonte – Pozo Almonte, tendido del primer circuito; Nueva Línea 2×220 kV entre S/E Nueva Pozo Almonte – Cóndores, tendido del primer circuito; y Nueva Línea 2×220 kV entre S/E Nueva Pozo Almonte – Parinacota, tendido del primer circuito.

-Nueva Línea Nueva Maitencillo – Punta Colorada – Nueva Pan de Azúcar 2×220 kV, 2×500 MVA.

-Nueva Línea Nueva Pan de Azúcar – Punta Sierra – Los Pelambres 2×220 kV, 2×580 MVA.

-Nueva línea 2×220 kV entre S/E Nueva Chuquicamata – S/E Calama.

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Así lo señala el Reporte sectorial que publica la Comisión Nacional de Energía (CNE), donde también se consigna que en operaciones existen 8.398 MW con estas tecnologías, mientras que otros 45.082 MW cuentan con su Resolución de Calificación Ambiental (RCA) aprobadas.

Generación bruta

Según el documento, la inyección de centrales ERNC al sistema eléctrico llegó a 2.403 GWh, lo que corresponde a 35,8% de la generación total registrada en noviembre. En cuanto al cumplimiento de la Ley ERNC, la exigencia impuesta sobre los retiros equivalió a 649 GWh y la energía reconocida fue de 2.335 GWh.

Las principales tecnologías que inyectaron energía en noviembre fueron los parques solares fotovoltaicos con 1.150 GWh, seguidas de los parques eólicos (798 GWh), las mini hidro (219 GWh); biomasa (104 GWh); concentración solar de potencia (42 GWh) y geotérmica (22 GWh).

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Según el documento, desde 2024, se prevé que la demanda eléctrica supere los 80.ooo GWh anuales, para llegar al umbral de 90.000 GWh en 2028 y seguir al alza, hasta llegar a 154.591 GWh en 2041.

Clientes

La CNE estima que la demanda de clientes libres llegue a 46.149 GWh en 2022, para avanzar año tras año, llegando a 58.816 GWh en 2030 y a 97.977 GWh en 2041.

La proyección de la demanda a traspasarse de clientes regulados a libres a nivel de subestación primaria muestra que el próximo año se anotarían 231,9 GWh anuales por este concepto, para posteriormente comenzar a bajar gradualmente con los años.

La demanda por generación distribuida residencial también considera aumentos progresivos, de 96 GWh en 2022, para ubicarse en 512 GWh en 2025 y 1.642 GWh en 2030.

Por su lado, la electromovilidad contribuirá con un aumento en la demanda desde 11 GWh previsto para el próximo año, llegando a 227 GWh en 2025 y a 1.817 GWh en 2030, para llegar a 8.656 GWh en 2041.

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El documento señala que a 2030, la demanda de electricidad para producir este recurso llegará a 3.377 GWh, mientras que en 2032 se empinaría a 13.481 GWh y en 2034 sería de 23.192 GWh.

Las proyecciones consideran el uso de energías renovables, especialmente solar y eólica, para este proceso de producción, dentro de las metas de carbono neutralidad.

«En noviembre pasado, la CNE solicitó al Ministerio de Energía sus proyecciones de demanda eléctrica por concepto de producción de Hidrógeno Verde, para el período de planificación del presente informe. Las metodologías, supuestos y resultados fueron enviados por el Ministerio de Energía a la Comisión con fecha 17 de diciembre de 2021, a través de Oficio Ordinario N° 1589″.

El desarrollo metodológico de los escenarios energéticos acerca de qué contienen, y sus resultados, se presenta de manera exhaustiva y completa en el Informe Preliminar proceso de Planificación Energética de Largo Plazo (PELP) 2023-2027 que es público. En particular, se consideró el escenario de Rumbo a la Carbono Neutralidad», indica el Informe.

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El AmCham Energy Forum será encabezado por el presidente de la Cámara, Sergio Rademacher y la gerenta general, Paula Estévez.

Ruta hacia la carbono neutralidad

En su primer jornada, denominada «El futuro de la energía comienza hoy», se tendrá como invitados al Chargé d†Affaires de la Embajada de EE.UU. en Chile; Richard Glenn; y el biministro de Energía y Minería; Juan Carlos Jobet.

Asimismo, participarán el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, José Venegas; el presidente del Coordinador Eléctrico Nacional, Juan Carlos Olmedo, junto a representantes de empresas del sector, tales como AES Andes, Prime Energía, Cerro Dominador y Transelec, quienes abordarán la ruta hacia la carbono neutralidad, y los logros y desafíos en generación, transmisión y distribución.

Por último, el Senior Advisor on Climate Policy of Southern California Edison (SCE), Ignacio Fernández, profundizará sobre la experiencia de California en eficiencia energética y el CEO de Anglo American, Aaron Puna, abordará los proyectos que tiene la minera y que involucran al sector energía.

Segundo día

En la segunda jornada, titulada «Haciendo la visión realidad«, se pondrá el foco en las oportunidades de inversión dentro del sector energético y tendrá como invitados al embajador de Chile en EE.UU., Alfonso Silva; y el Senior Energy Investment Analyst of International Energy Agency, Michael Waldron junto a representantes de compañías financieras, tales como JP Morgan, Goldman Sachs, Citi y EIG.

También se analizará la diversidad e inclusión dentro del sector energético, instancia que contará con la participación del Programme Manager of International Energy Agency (IEA), Per-Anders Widell, la coordinadora de género del Ministerio de Energía, Marcela Zulantay y representantes de AES Andes, Cerro Dominador, Prime Energía y AME.

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«La realidad es que nuestra capacidad de almacenamiento y la autonomía que tenemos en GNL es paupérrima«, señaló el ejecutivo durante el webinar organizado «Medidas de Corto, Mediano y Largo Plazo para Mitigar el Efecto de la Escasez de Agua en el Sistema Eléctrico».

El ejecutivo agregó que, en el caso de la zona norte, «el terminal de almacenamiento equivale a aproximadamente al 1,3 naves de transporte de GNL, con lo cual es muy fácil darse cuenta de que ese terminal opera a límite permanentemente y eso da lugar a la inflexibilidad. En el caso de Quintero, siendo la situación un poco mejor, equivale a 2 y fracción naves que para los estándares internacionales es muy baja«.

Adicionalmente, señaló que, en base a un análisis aproximado de Acera, la generación con GNL al precio de la energía generada con GNL, «la instalación de este tipo de almacenamiento agregaría aproximadamente 3 dólares por MWh, si tomamos en cuenta toda la generación del sistema, baja a un cargo de 0,3 dólares por MWh y creo que bien vale por la seguridad del suministro».

Discusión

En la conferencias también participó José Venegas, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), quien habló acerca de los desafíos del sector: «Lo que ha sucedido no debería causarnos tanto asombro (sequía), este es un sistema que en su diseño sabíamos que en años normales tenemos 20% de ERNC, 30% hidráulico y un 50% térmico, entonces cuando viene una sequía que nos quita la mitad del aporte hidráulico, no es un misterio que el aporte térmico sea entonces el 65%«.

«Lo que quiero decir con esto es que era algo que todos sabíamos que iba a pasar en una sequía, nosotros mismos como CNE fuimos la Congreso a decirlo cuando hablábamos de la importancia de no renunciar tan sencillamente a nuestra capacidad térmica porque la íbamos a necesitar«, señaló la autoridad.

También participó el presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional, Juan Carlos Olmedo, quien habló acerca de la hidrología afirmando que la Gerencia de Mercado del organismo, a fines de 2019, «inició un trabajo de largo plazo en la cual está trabajando con académicos de la Universidad de Chile y esto partió el año pasado, incorporando pronósticos hidrológicos de corto plazo, en el cual se modeló todas las cuencas hidrográficas en forma física y además ahí se va superponiendo los pronósticos meteorológicos con lo cual, sumado a lo anterior, hacen una estimación a una semana de los caudales. Por lo tanto, esa herramienta ya está operativa».

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Es así como este año ya están en construcción otros proyectos de gran escala que también superan los 200 MW de capacidad instalada, además de lo que será la primera central fotovoltaica que superará los 300 MW, los cuales pretenden entrar en operaciones en 2021.

Y esto no se detendrá, puesto que también se encuentran otros proyectos de 500 MW que ya cuentan con su Resolución de Calificación Ambiental (RCA) aprobada, mientras que otras iniciativas de mayor tamaño ya ingresaron al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), con potencia instaladas que van de los 700 MW a más de 1.000 MW.

En construcción

Este año se inició la construcción de los primeros parques fotovoltaicos con más de 200 MW de capacidad instalada. Se trata de la planta solar Domeyko, de Enel Green Power, de 204 MW, que se ubicará en la Región de Antofagasta, la cual espera entrar en operaciones en julio del próximo año, estimando inyectar 589 GWh anuales. Tiene una inversión de US$160 millones.

Esta empresa también está construyendo el parque Campos del Sol Sur en la Región de Atacama, que contempla 381 MW, con una inversión de US$270 millones, la cual estaría lista a inicios del próximo año.

Otra iniciativa en construcción es el complejo fotovoltaico Malgarida I y II, de 238 MW, que desarrolla Acciona, la cual se emplaza en la Región de Atacama y que estaría operando en 2021, esperando generar 654 GWh al año. Su inversión considerada es de US$170 millones.

También se encuentra en construcción el parque solar fotovoltaico Sol del Desierto Fases I y II, de 230 MW, que realiza Atlas Renewable Energy en la Región de Antofagasta.

Aprobados

Según los datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE), cuatro proyectos solares fotovoltaicos que superan los 200 MW de capacidad instalada han sido aprobados por el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA), en lo que va del año, los cuales totalizan casi 1.500 MW.

En abril fue aprobado el parque Tamarugal Solar, de Solarpack, que proyecta instalar 206 MW en la Región de Tarapacá, con una inversión de US$250 millones.

En mayo obtuvo luz verde en su tramitación ambiental, el proyecto Golden Sun, ingresado por la misma empresa, que buscar desarrollar un parque de 250 MW en la Región de Atacama, con una inversión de US$205 millones.

En julio también fue aprobado el proyecto de ampliación del Parque Andes Solar, de AES Gener, para la Región de Antofagasta, de 489 MW y una inversión de US$450 millones.

La última iniciativa solar fotovoltaica que supera los 200 MW fue aprobada en agosto. Se trata del Proyecto Solar Antofagasta, para la misma región, presentado por Ibereólica, que contempla 550 MW y una inversión de US$532 millones.

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Panel de Expertos deja fuera del plan de transmisión proyecto para línea entre Santiago y Antofagasta
Desde la empresa explicaron que la magnitud del proyecto, tanto en importancia como en costo, no podría ser abordado una línea entre Santiago y Antofagasta por lo que la decisión de postergarlo permitiría a Collahuasi “perfeccionar el proyecto, ya que permite seguir trabajando para incorporar un análisis técnico y económico más profundo y contar con el tiempo adecuado para su evaluación. De esta manera, se podrá proponer una solución de transmisión que asegure la competitividad y el mejor costo de la energía para los todos los usuarios del sistema eléctrico nacional”, comentaron desde la minera.

El Panel de Expertos determinó que se “estima que existen diversas razones que aconsejan postergar la incorporación de este proyecto a un plan de obras en transmisión. En efecto: existen propuestas alternativas respecto de esta línea, que difieren en costos, su concepción, plazos de construcción, fechas de puesta en servicio y se basan en distintos supuestos de desarrollo de centrales (en cantidad, localización y tecnologías)”, según señala el dictamen.

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La minera había ingresado una discrepancia ante el Panel de Expertos, organismo que dirime diferencias en el sector, para oponerse a la obra que en gran parte debe ser costeada por industriales y mineras, ya que estas últimas concentran 38% de la demanda eléctrica.

A juicio de Collahuasi, la postergación de la obra, además de una mejor definición técnica, permitirá optimizar los costos en beneficio de todos los usuarios del sistema.

“Es incorrecto afirmar que la inclusión de la Línea HVDC se pueda postergar para un futuro plan de expansión, puesto que los análisis y evaluaciones realizadas por la comisión determinan que dicha obra debe proponerse en el presente plan”, dijo la CNE en su respuesta al panel.

A juicio de la CNE, “sí se afectarían las expectativas de disponibilidad de transmisión” para las empresas generadoras en caso de postergarse la línea, pues sostiene que de acuerdo a sus análisis, ésta se requiere en el año 2030. Inclusive, dijo que el mismo Coordinador Eléctrico ve la necesidad de que la obra esté en operación al menos dos años antes.

“La empresa se equivoca al argumentar que la propuesta de la CNE infringe el mandato de la Ley de permitir abastecer la demanda a mínimo costo, toda vez que se ha demostrado en los análisis técnicos y económicos que la obra se necesita y que entrega beneficios al sistema”, añadió la CNE.

¿Pérdida de eficiencia?

En su plan final, la CNE decidió sacar de la propuesta una subestación de almacenamiento llamada “Don Andrés”, postergando su inclusión para debatir acerca de la conveniencia de incluir obras de este tipo como sistemas de transmisión.

Valhalla, que tiene un proyecto de estas características, decidió ir de discrepancia, apuntando a que la obra es necesaria dada la masiva inyección de energías renovables variables en el sistema.

“Es posible afirmar que la entrada de operación de la obra no se retrasaría para el 2026 al incorporarse este proyecto en el próximo plan de expansión, dado que, como ya se explicó, su construcción demorará 12 meses menos de lo estimado”, lo que -argumentó la CNE- mantendrá los beneficios netos positivos de la obra.

Según la autoridad, aun en caso de que se produjeran pérdidas por el retraso, dijo que llama la atención la definición que hace Valhalla sobre lo que considera como un impacto significativo.

“De la simple inspección de los números entregados por la empresa, se puede apreciar que el retraso de la entrada en operación de la obra de 2025 a 2026, produce una disminución del beneficio de US$ 2 millones”, sostuvo la CNE.

Tras esta ronda de argumentación, las empresas reclamantes y la autoridad sectorial acudirán al Panel de Expertos el lunes 28 de mayo, cuando podrán exponer sus defensas.

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