Chile prepara ajuste a proceso de permisos para impulsar proyectos de baterías

Chile está trabajando para facilitar el trámite de permisos para ciertos tipos de proyectos de almacenamiento de energía.

Las modificaciones al proceso se introducirán en un momento en que la capacidad instalada de almacenamiento está aumentando y la industria de las energías renovables pide medidas que aceleren la descarbonización de la red, en particular durante el horario sin luz solar.

Gracias a un cambio en las reglas de tramitación, los proyectos de almacenamiento en baterías con enlaces de transmisión asociados de menos de 2km de longitud o menos de 23kV de capacidad no tendrán que ingresar al sistema de revisión ambiental.

La medida debería implementarse para fin de año, dijo a BNamericas el jefe de la división de políticas y estudios del Ministerio de Energía, Alex Santander, en el marco de la conferencia Energy Storage Summit Latin America, que se realiza esta semana en la capital chilena, Santiago.

Durante años, los desarrolladores han lamentado la complejidad del sistema de permisos para los proyectos en Chile y mencionan esta situación, junto con los plazos de procesamiento y el riesgo de enfrentar trabas legales o administrativas imprevistas, como un posible obstáculo a la inversión y al desarrollo en general. Los proyectos de ley presentados por el Ejecutivo al Congreso están orientados a agilizar los procesos y generar más certeza en los tiempos de procesamiento.

La capacidad instalada de almacenamiento energético en Chile debiera alcanzar el hito de 1GW a fin de año y encaminarse a cumplir o superar la meta de 2GW para 2026.

Se estima que una mayor penetración del almacenamiento traería consigo una reducción de los costos sistémicos cercana al 12% a partir de 2026-2028, aproximadamente.

“Este 12% refleja el total de los costos operacionales del sistema, es una cifra muy importante”, indicó Santander, que agregó que la proyección depende del logro del hito de 2GW, lo que equivaldría a casi 10GWh de producción.

Los costos sistémicos más bajos son una buena noticia, en particular para los clientes no regulados y para los desarrolladores de proyectos de hidrógeno que planean usar energía de la red nacional para sus electrolizadores.

Entre los costos sistémicos se incluyen aquellos que se cobran para remunerar a generadoras termoeléctricas que operan a niveles mínimos durante horas del día para que puedan despachar después de la puesta del sol y cuando aumenta la demanda.

En cuanto a la descarbonización, se prevé que hasta 2030 la inversión en almacenamiento hará posible un aumento de al menos 14% en las inyecciones de energía renovable a la red y permitirá una reducción en la producción termoeléctrica. Esto también ayudaría a abordar los vertimientos, que hoy se sitúan en torno al 15% de la producción de energía renovable.

A principios de la década de 2030 debería entrar en servicio la línea HVDC Kimal-Lo Aguirre, que vendría a aliviar el cuello de botella de transmisión norte-sur y a reducir aún más el riesgo de vertimientos y desacople de precios que enfrentan las generadoras del norte.

En la planificación del Ministerio de Energía se establece una meta de almacenamiento de energía de 6GW para 2030, que fue adelantada de una meta original de alrededor de 2050.

El aumento de la penetración de los vehículos eléctricos y los sistemas de calefacción residencial eléctricos en los próximos años debería estimular la demanda de electricidad.

“Todavía no hay tanta electrificación del consumo, pero post 2030 empezará a haber mucha más electrificación. Ergo, se empezará a conectar de manera más natural la curva de oferta y la curva de demanda”, indicó Santander.

Al inaugurar la conferencia, Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de la asociación local de energías renovables y almacenamiento Acera, se refirió a las implicaciones financieras y ambientales del consumo de combustibles fósiles para Chile, que debe comprar casi la totalidad de los hidrocarburos que consume en el mercado internacional.

“Esta transición es vital no solo para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, sino también de reducir nuestra dependencia y, sobre todo, el costo de la importación de combustibles fósiles”, indicó Rojas.

“Actualmente, gastamos entre US$15.000 millones y US$20.000 millones al año. Esto representa un 6-8% del PIB y es un gasto, no una inversión”, añadió.

El interés por los sistemas autónomos está aumentando tras la introducción de reglas de pago por capacidad que, a su vez, deberían ayudar a los proyectos a conseguir financiamiento, en particular a los planificados por empresas sin grandes recursos económicos. Junto con los pagos por inyección y por capacidad, los servicios auxiliares son otra fuente de ingresos, aunque se necesita mayor claridad normativa, según participantes de la conferencia.

También se requieren bases regulatorias en el ámbito de la tecnología de grid forming, técnica de control que permite que plantas solares fotovoltaicas y eólicas actúen como generadores síncronos tradicionales.

Considerada la última pieza del rompecabezas regulatorio del almacenamiento energético por ahora, las reglas de programación operativa deben estar listas a fin de año, según señalaron panelistas del evento.

PMGD

Los financistas internacionales, a excepción de aquellos expuestos al segmento de generación distribuida PMGD, están “cómodos” con el régimen de pago por capacidad de almacenamiento, indicó un representante de la banca de inversiones.

El críptico mensaje, junto con algunas advertencias sobre la importancia de proteger la seguridad jurídica, llega precisamente esta semana, cuando los legisladores debatirán un proyecto de ley de subsidios gubernamentales que incluye un pilar de recaudación de ingresos muy cuestionado por el segmento PMGD y sus financistas. Ellos ven la propuesta como un cambio unilateral de las reglas del juego. Las plantas PMGD han proliferado, han creado empleos en la construcción y han incrementado la capacidad de generación cerca de los centros de demanda.

Las plantas PMGD, sistemas de generación distribuida de hasta 9MW, tienen un régimen de precios estabilizados que en sí mismo se considera equivalente a un jugoso subsidio y una fuente de presión alcista sobre los costos sistémicos. Las generadoras más grandes asumen estos cargos que, generalmente, repercuten en los clientes no regulados.

Se estima que estos cargos, que han mostrado una tendencia al alza y debieran llegar a US$300 millones este año, alcanzaron US$217 millones, cerca del 20% de los costos sistémicos del año pasado. A fines del trimestre pasado, la capacidad de PMGD daba cuenta de alrededor de 3GW del parque generador renovable no convencional de Chile, que suma 18GW. La capacidad podría llegar a casi 5GW en 2026 en medio del enorme crecimiento en el número de proyectos en construcción.

Esta semana el gobierno publicó los precios estabilizados actualizados de los PMGD y sus fórmulas de indexación.

CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO ACTUAL

En cuanto a capacidad autónoma de almacenamiento de energía, Chile tiene 54MW en operación, 1MW en construcción, 326MW con permiso ambiental y 2,41GW en fase de revisión ambiental, según datos de Acera correspondientes a agosto.

En cuanto a sistemas incorporados a plantas renovables, Chile cuenta con 417MW en operación, 401MW en fase de pruebas operativas, 1,42GW en construcción, 4,68GW con licencia ambiental y 5,66GW en revisión.

Las baterías de iones de litio representan casi la totalidad de la capacidad de almacenamiento construida o planificada. Se estima que habrá espacio para otras tecnologías más orientadas a inyecciones de mayor duración, como el almacenamiento por bombeo, las baterías de dióxido de carbono, las baterías de flujo y las sales fundidas.

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