La futura línea de interconexión, debe ser objeto preferente de estudios, incorporando a tiempo los equipos requeridos, incluidos convertidores “back to back” si fuera necesario.
Tres mecanismos de incentivos al desarrollo de las ERNC han sido los más utilizados en las distintas regulaciones: “Feed-In Tariff”, “Subastas Competitivas” y “Obligación de Cuotas”. Mientras el sistema de tarifa especial regulada para ERNC ha sido utilizado en varios países europeos y fue el principal impulsor del explosivo desarrollo que tuvieron estas tecnologías en el pasado reciente, el sistema de “Subastas Competitivas” para ERNC lo han adoptado países como Uruguay, Brasil y Perú. En el caso de Chile, después de una larga discusión técnica, el país adoptó el año 2008 -en la ley 20.257- el sistema de “Obligación de Cuotas”, con una meta original de 10% para el año 2024, la que se amplió el año 2013 a 20% para el año 2025.
Como resultado de la utilización de estos mecanismos, los países han incrementado la participación de ERNC en su matriz energética. La Unión Europea pasó de 8,5% el año 2004 a 16% el año 2014, teniendo como meta alcanzar un 20% para el año 2020 (Directiva 2009/28/EC). En Sudamérica también se han adoptado metas para la participación de las ERNC: Perú definió como objetivo 5%, sin considerar el aporte de las centrales hidroeléctricas, mientras Chile y Argentina se fijaron 20% para el año 2025.
En Chile, la incorporación de las ERNC ha tenido un aumento vertiginoso pasando de 720 MW instalados el año 2011 a 2.806 MW en enero de 2016, existiendo a la fecha 2.815 MW en etapa de construcción y 18.389 MW en proyectos con RCA aprobada. De estos últimos 10.755 MW corresponden a solar PV y 5.966 MW a eólicas.
Un factor relevante para la explosiva incorporación de las ERNC ha sido la constante disminución de sus costos de inversión, lo que se traduce en costos unitarios decrecientes de generación. Por ejemplo, los precios promedio de las subastas en Perú para centrales solares bajaron de 225 US$/MWh (año 2010) a 48,1 US$/MWh (2016) y de 87 US$/MWh a 37,7 US$/MWh, en el caso de centrales eólicas
Habiendo recorrido la etapa de maduración y alcanzado costos muy competitivos, el desafío principal de Chile para que el gran volumen de proyectos ERNC ya aprobados se materialice es el desarrollo de los sistemas de transmisión de alta tensión. Estos fueron impulsados en los sucesivos planes de expansión del sistema troncal a partir del año 2010, incluida la línea de interconexión SIC-SING, los que despejarán las congestiones y sus negativos efectos en los costos marginales y en el despacho y conexión de las tecnologías ERNC.
En particular, la línea de interconexión debe ser objeto preferente de estudios sobre el impacto en los niveles de transferencia seguros en la propia línea y en el resto del sistema, incorporando a tiempo todos los equipos requeridos, incluidos convertidores “back to back” si fuera necesario.
Lo anterior, más la incorporación de tecnología especial en los CDEC para la operación de un sistema cada vez más complejo y en el futuro próximo la instalación de sistemas de almacenamiento de energía en línea, ayudarán a incrementar el nivel de penetración de las centra- les ERNC intermitentes, convirtiéndose en nuestro gran desafío de los años próximos. Junto con esto, debemos velar por un desarrollo equilibrado de nuestra matriz eléctrica para evitar altos costos marginales a futuro.