La medida afectó al 10% de la población del estado y se debió a la imposibilidad del sistema para cubrir el peak de demanda solo con generación renovable, debido al retiro anticipado de la capacidad convencional de respaldo. Algunos vieron en este episodio un adelanto de lo que podría suceder en Chile en unos pocos años.

+Jéssica Esturillo O.

Fuente: El Mercurio

A mediados de agosto, el estado de California tuvo cuatro días para el olvido. A la preocupación por los incendios forestales, que cada año arrasan con más fuerza a esta zona de Estados Unidos, este año se sumaron las restricciones de movilidad producto de la pandemia y una ola de calor que en algunas zonas elevó los termómetros hasta los 39°C. Este cóctel hizo que la demanda eléctrica subiera tanto que, aunque no alcanzó a batir récords, hizo colapsar el sistema eléctrico, que no fue capaz de cubrir el peak de consumo. ¿El resultado? Cortes programados del suministro que entre el viernes 14 y el lunes 17 afectaron a cerca del 10% de la población del estado, es decir, 3,3 millones de personas de un total que bordea los 39 millones.

La última vez que California tuvo que aplicar una medida tan extrema fue hace 20 años, a razís del escándalo de manipulación de precios de la energía que derivó en el bullado caso Enron. Esta vez los apagones enfurecieron a las autoridades locales que exigieron investigaciones, y dieron pie para diversas acusaciones entre las empresas de energía, el operador del sistema y los legisladores.

Óscar Morales, líder de proyectos de la consultora Systep , explica que los análisis preliminares muestran que el racionamiento en California tuvo causas estructurales y coyunturales. Entre las primeras está el retiro de alrededor de 5.000 MW de unidades de gas natural en los últimos tres años, como parte del proceso de transición hacia una matriz con menos emisiones, mientras que entre las razones coyunturales, están los incendios forestales y la reducción de las importaciones de electricidad desde los estados vecinos, también afectados por las altas temperaturas.

En la práctica lo que sucedió es que el peak de consumo eléctrico se produjo justo en las horas de la tarde en las que la generación renovable comienza a declinar. Esto, sumado al retiro de unidades convencionales entre las que figura incluso una de las dos centrales nucleares que abastecen el estado (la segunda comenzará su cierre a partir de 2024), hizo que la energía no fuese suficiente, disparando además el precio mayorista de la energía, que el sábado 15 de agosto llegó a superar los US$ 3.800 por MWh, cien veces más que el precio habitual.

Los especialistas coinciden en que el problema de California no es la incorporación y el futuro predominio de la generación renovable, sino que ese proceso de descarbonización no se ha dado en conjunto con otras modificaciones tecnológicas, normativas y de mercado. “California lleva dos décadas siendo un referente a nivel mundial de las buenas y también de las malas noticias en materia energética y ver lo que pasó hace unos días es ver lo que puede pasar en Chile dentro de diez años o menos, si no tomamos los debidos resguardos en la descarbonización”, dice Daniel Salazar, socio director de la consultora EnergiE.

El también exdirector ejecutivo del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), ente que opera el sistema eléctrico local, agrega que mientras California llegó al extremo del racionamiento, en Chile se discute un proyecto de ley que obligar a cerrar todas las centrales a carbón a 2025. “Cómo no vamos a poder ver el riesgo que corremos al precipitar un proceso que requiere de tiempos que no pueden ser breves y que ya está más acelerado respecto del cronograma original. La descarbonización es mucho más que un itinerario con fechas, es un proceso que requiere conducción y eso no ha estado, solo nos hemos llenado de anuncios que se presentan para las posiciones maximalistas que vemos en el Congreso”, asegura Salazar.

Morales coincide y comenta que todo proceso regulatorio que involucre una modificación significativa del parque de generación, debe venir soportado por análisis técnicos, económicos, ambientales y sociales que recién están en estudio por parte del CEN. “Se debe determinar si el parque de generación luego de retirar unidades es capaz de atender las variaciones de la generación solar y eólica, así como también si podría suministrar la demanda ante situaciones coyunturales”, puntualiza.

Los datos de Systep muestran que cuando el viento deja de soplar y la intensidad solar baja, en un lapso de no más de cuatro horas, el sistema eléctrico pierde del orden de 900 MW, lo que equivale al 9% de la demanda máxima diaria. “Esta variabilidad aumentará en los próximos tres años, debido a que se tiene prevista la puesta en operación de 3.000 MW de nuevas centrales eólicas. Por lo tanto, el manejo de la variabilidad de la generación eólica se tornará más importante para los próximos años”, dice Morales.

Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadoras, gremio que agrupa a productores eléctrico, dice que si bien el sistema eléctrico californiano tiene importantes diferencias con el chileno, y los efectos del cambio climático serán diferentes a lo ancho del planeta, Chile es particularmente vulnerable y eso requiere un proceso robusto y ambicioso de adaptación y ante eso, precisa, la descarbonización debe ser estructural, con avances en múltiples dimensiones, como el retiro de centrales a carbón, la integración de fuentes renovables, y una mayor electrificación de consumos basados en fósiles. “Todas estas medidas constituyen desafíos técnicos que requieren una actualización regulatoria, que sea capaz de ser predecible para continuar atrayendo las inversiones requeridas para la transición, y lograr un sistema eléctrico lo suficientemente flexible y resiliente, para responder a las necesidades operativas que exijan, por ejemplo, eventos extremos como los ocurridos en California.