Juan Carlos Olmedo asumió como presidente del Coordinador Eléctrico Nacional en noviembre de 2018 y este mes fue reelegido para continuar en el cargo hasta octubre de 2026. Ingeniero civil industrial con más de treinta años de experiencia en el sector eléctrico -ha trabajado en empresas como AES Gener y y fue director del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) del Sistema Interconectado Central (SIC)-, Olmedo preside el organismo encargado de la coordinar el abastecimiento eléctrico del sistema, al menor costo posible. Cuando llegó al Coordinador, la institución estaba en plena transformación para modificar su estructura.

“Nos correspondió definir la nueva estructura que está operando y que se asimila a la misma estructura de clase mundial como el operador de California o el de Pennsylvania. Vivimos todo eso proceso, en 2019, de definir la estructura, nominar a las personas en los distintos cargos, y eso fue un desafío bastante importante para alinear a la organización”, dice, junto con recordar que el organismo nació de la fusión del CDEC-SIC y el CDEC-SING, los que tenían dos culturas distintas. “Hoy día, después de cinco años podemos hablar que existe una cultura de coordinador”, dice en conversación con Pulso TV.

En esta entrevista, Olmedo aborda la sequía que atraviesa el país y las complejidades para el sistema eléctrico nacional; el proceso de descarbonización; y la estratégica línea de transmisión HVDC Kimal-Lo Aguirre, cuya construcción se adjudicará en diciembre y unirá las regiones de Antofagasta y Metropolitana. Pero antes, define su prioridad para el próximo período. “La principal meta es la consolidación de la organización, reunirlos a todos en la nueva sede y transformar la forma en que se opera el sistema, porque diseñamos un nuevo esquema para operar (...) Además, poder concretar algunas acciones tendientes a apoyar el proceso de transición energética, y ojalá que pudieran ayudar a que eso se haga más rápido. Foco en la transición energética, la incorporación masiva de energías renovables, y también en la gestión de los recursos energéticos distribuidos”, explica.

-Estamos hace 13 años con una mega sequía. Chile es uno de los países más expuestos al cambio climático. Si bien ha habido algunas lluvias, aún no se ha paliado el déficit de agua caída. ¿Estamos frente a una crisis energética?

-Estamos en una situación que está cambiando mucho y no solo en Chile. El sector energético global está atravesando un momento de incertidumbre y eso también nos está afectando a nosotros. El 1 de septiembre, Wood Mackenzie, que es una consultora energética global, publicó un reporte en que reveló problemas de abastecimiento muy similares a los que hemos tenido en Chile en Taiwán, EEUU, Japón, Australia, Pakistán y Filipinas. En días posteriores vimos que en Inglaterra hubo una baja de vientos en el Mar del Norte, que es la principal fuente eólica, que les duró 10 días. Disparó la demanda de energía térmica y los precios de electricidad, a tal punto que hoy día en Europa la energía del precio spot de la electricidad está en $150 euros por MW/hora, que si lo llevamos a la moneda que usamos nosotros serían US$180 por MW/hora, que son cifras que nosotros vimos.

Esto ha ocurrido por situaciones de fluctuación de temperaturas extremas, tanto de frío como calor, que lanzan un peak en el uso de calefacción y aire acondicionado; fallas en centrales generadoras, que acá también las hemos visto, restricciones de transmisión; problemas en la cadena de suministro de combustible; alta intermitencia de energías renovables, básicamente eólico, y baja resiliencia de los sistemas eléctricos. Son temas que están teniendo todos los sistemas eléctricos del mundo, y que tampoco fueron capaces de anticipar. Estamos viviendo lo que están viviendo todos los sistemas eléctricos del mundo.

A fines de julio, recibimos el primer pronóstico de hielo: nuestras fuentes hidroeléctricas que van del Maule al sur se basan fundamentalmente en la cantidad de nieve que cayó en el invierno. Esa nieve a fines de julio se vio que estaba históricamente baja, lo que llevó a tomar medidas inmediatas. Sin embargo, a fines de agosto mejoró bastante. Hemos visto que se han presentado algunas precipitaciones adicionales y vamos a hacer una tercera medición de nieve hacia fines de septiembre, para relevar cual es el estado de situación del sistema para el periodo octubre-marzo. Podemos decir que si bien la crisis de hidroelectricidad no está superada, al menos está controlada. Estamos en los mismos niveles de reserva hidroeléctrica que teníamos el año pasado a la misma fecha. Ha llegado más GNL. Podríamos hablar que está controlada la situación. No vemos déficit de suministro, porque el sistema tiene un respaldo técnico bastante grande. No se prevé déficit en el sistema eléctrico.

¿La situación no es más compleja entonces que en 2020?

-Es más compleja en el sentido que tenemos menos hidroelectricidad y que el mundo está más complicado en distintas materias. El precio spot del GNL, si salgo hoy a contratar un barco, hoy llegó a los US$26 por millón de BTU; hace un año estaba en menos de US$10. El carbón está a US$126 la tonelada, hace un años estaba cerca de US$60. Los precios reflejan escasez de recursos, por lo tanto es más complejo: estamos enfrentando una sequía con un mercado que refleja algún grado de escasez en los combustibles. Si bien el petróleo ha estado estable en torno a los US$76, vemos que el GNL y el carbón han subido su precio. Eso genera algún estrés en las cadenas de suministro, que afortunadamente ha sido bien gestionado por las empresas.

Usted dijo que el panorama hidrológico se ve complejo hasta mayo de 2022. ¿Qué tendría que pasar para que finalmente haya traquilidad?

-No vemos déficit de suministro eléctrico porque el sistema tiene la suficiente capacidad de generación térmica. Lo que dijimos cuando fuimos a la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputadas y Diputados es que teníamos que mirar con atención la situación de abastecimiento al menos hasta mayo, porque el año hidrológico se extiende más menos a esa fecha (...) Repito que no vemos déficit de suministro, porque tenemos suficiente capacidad térmica. Lo importante es que los dueños de las plantas generadoras termoeléctricas tengan el combustible en cantidad y oportunidad suficiente, para aportar al sistema. Para eso reciben una remuneración que se llama potencia de suficiencia.

Se ha instalado en el debate con fuerza el plan de descarbonización. ¿Qué efecto podría tener una ley que establece que esto sea obligatorio al 205?

-A ese respecto la Comisión de Minería y Energía nos solicitó un informe que fue enviado el año pasado. El informe concluía que si se acelerase ese proceso se veían algunos problemas de falta de inercia en el sistema eléctrico. Dicho en más sencillo, tenemos que preocuparnos de que existan los recursos sistémicos que permitan garantizar la calidad y seguridad del servicio. Por otro, se veía un aumento sustancial en la generación a petróleo. Lo que planteamos es que si se hacía eso podíamos incurrir en altos costos de operación del sistema eléctrico. Lo importante, más que una fecha, es enfocarse en el proceso. Existe consenso a nivel global y en Chile también de querer acelerar el proceso de descarbonización, porque traería beneficios. Esa meta es común, y todos queremos alcanzarla. De lo que tenemos que preocuparnos es que ese proceso para descarbonizar sea tal, que mantengamos la calidad y seguridad del servicio, sin que ello implique incremento de costos importantes.

¿El proceso entonces hay que hacerlo bien, más que poner fecha y hora para apagar las centrales a carbón...?

-Efectivamente, y que también se cumpla el deseo que se quiere alcanzar y es que se reduzcan las emisiones de CO2, porque si reemplazamos carbón por petróleo puede que terminemos emitiendo más incluso. Hay que alinear a los distintos actores del mercado para que se cumpla la meta de reducción de las emisiones de carbono y que descarbonicemos. Necesitamos construir líneas de transmisión. En este momento estamos licitando la primera línea de corriente continua entre Kimal y Lo Aguirre: vamos a recibir las ofertas la primera semana de octubre, y adjudicar en diciembre. Estaría hacia fines de 2029. Es importante que eso se haga dialogando con las comunidades, y que las comunidades sean solidarias con el resto de los ciudadanos y permitan el desarrollo de estas líneas de transmisión. Todos los ciudadanos tienen que tener un enfoque solidario con el resto de ellos. Necesitamos crear una épica país, para el proceso de descarbonización y alcanzar las metas de carbono neutralidad al 2050.

Ya que nombró la línea de transmisión de Kimal-Lo Aguirre. ¿Cuántos interesados y de qué países son los que están participando?

-No puedo dar nombres, pero puede tenemos 18 empresas que se registraron en el proceso y adquirieron las bases de licitación. Vienen tanto de Asia, Europa y Sudamérica. Hemos visto bastante interés y actores de bastante alto estándar a nivel global, y actores con mucha experiencia. Tenemos confianza que van a llegar buenas ofertas.

¿Hay algún inversionista chino que esté participando?

-Hay harta gente de Asia. Hay de China, Corea, de Europa y de Latinoamérica y agentes locales también.

¿Cuán estratégica es esta línea de transmisión?

- Lo veo como un activo de transmisión altamente estratégico. Te mencionaba que el reporte de Wood Mackenzie reflejaba que existía baja resiliencia en los sistemas eléctricos. ¿Qué entendemos por resiliencia? Es la capacidad de reacción de los sistemas eléctricos ante eventos de la naturaleza o ante fallas de algunos de sus componentes. Hoy Chile es como una espina de pescado. Tenemos una gran columna que viene del norte con ramas hacia los lados que van abasteciendo los consumos, pero no hay caminos alternativos. Si nos falla esa columna vertebral vamos a tener problemas de suministro y eso es falta de resiliencia. Lo que viene a hacer la línea de HVDC es crear una ruta paralela. Ya no tendríamos solo una columna vertebral, sino que dos columnas, y ante eventos de la naturaleza, tenemos un camino paralelo.

Gran parte de los nuevos proyectos eléctricos son de ERNC. ¿Cuál cree que es la solución ante la intermitencia de esas energías?

-Las energías renovables son las nuevas energías convencionales. Gran parte son centrales de energía basadas en fuentes renovables. Hemos visto también reducción de precios importantes en la reciente licitación que lideraron las empresas distribuidoras con la CNE (Comisión Nacional de Energía). Se vieron ofertas de centrales de concentración solar como Cerro Dominador, en niveles de US$30 por MW/hora. La energía solar, si bien tiene intermitencias, es relativamente menor que el eólico, pero tiene mucha estacionalidad, porque el sol sale alrededor de las 7 am y se esconde a eso de las 18 horas y eso pasa todos los días. Genera la necesidad de gestionar las rampas, es decir, cuando sube el sol y cuando baja el sol. Por otra parte, el viento presenta mayor variabilidad. Vimos durante agosto que se presentaron días en que el viento, que normalmente está en orden de 2.200 a 2.500 MW, bajó de un día a otro 1.700 MW. Pasó de 2.100 a 400 y eso impone desafíos de como lo gestiono.

La solución histórica siempre ha sido el almacenamiento. En el paradigma antiguo de abastecimiento se hacía con centrales térmicas e hidroeléctricas de embalse. El problema era relativamente simple. La intermitencia era muy baja. Hoy tienes intermitencia y estacionalidad y eso requiere incorporar otras tecnologías de almacenamiento, y obviamente enfocadas a renovables. No me cabe duda que en los próximos años vamos a ver la incorporación de baterías eléctricas, de aire licuado o el almacenamiento térmico como es Cerro Dominador. Sin duda en algún momento va a entrar el hidrógeno verde. Todas esas tecnologías se van a ir incorporando para proveer los recursos al sistema, para dar seguridad y calidad del servicio. Va a ser muy atractivo para los inversionistas.

¿Qué tan factible es finalmente el almacenamiento a gran escala?

-Ya tenemos un caso que es factible que es Cerro Dominador. Es una central solar que opera las 24 horas y que utiliza almacenamiento térmico en base a sales fundidas que son producidas en Chile. En la reciente licitación llegaron a un precio muy competitivo. Eso demuestra que son tecnologías que son competitivas, que llegan a precios bastante atractivos: US$30 por MW/hora en energía 24 horas del día es un muy buen valor. Las baterías han ido bajando de precio. Tuve la oportunidad de instalar en 2009 la primera batería de litio en Chile y respecto a esa fecha se ha reducido el precio un 80%. En algún momento van a ser muy competitivas. Recientemente se ingresó a evaluación ambiental el primer proyecto de generación en base a aire licuado y existen plantas de geotermia que tienen un embalse subterráneo, que es esta caldera bajo la tierra. Están emergiendo tecnologías de almacenamiento y esta posibilidad de reciclar activos. Particularmente carboneros, para convertirlo en fuentes de almacenamiento. El hidrógeno también es una fuente de almacenamiento. Vemos que están estas tecnologías avanzando, entiendo que en Magallanes luego va a entrar el primer piloto. Están apareciendo y se están incorporando de forma real.

El secretario ejecutivo de la CNE mencionó en una carta que “la exigencia del sistema a causa de la sequía está afectando los precios de corto plazo para intercambios entre generadoras, y golpea a las que apostaron a entregar más energía de la que generan”. ¿Hay mucha especulación en el mercado eléctrico?

-Primero, existen dos mercados. El mercado de los contratos con el usuario final, que pueden ser distribuidoras, industrias o comercio, en que un generador pacta un contrato a una tarifa fija por un cierto período, con lo cual el consumidor final se independiza de los eventos que ocurran en el mercado mayorista. Eventualmente, podrá tener unas variables de ajuste, pero básicamente es un estabilizador de los efectos del mercado mayorista. Cada generador toma sus decisiones de contratación en función de sus estrategias de gestión de riesgo. Lo que ocurre es que como hablábamos de este efecto que esta causando impacto a nivel mundial, que es el alza de los precios de los combustibles, especialmente el GNL, porque tiene una menor huella de carbono, han hecho que suban los combustibles (petróleo, carbón, gas natural). Producto de la sequía los combustibles están teniendo un mayor efecto en el caso de los precios spot. En Europa llegó a US$180 por MW/hora. Acá no estuvimos ajenos y en el periodo más crítico estuvimos en torno a US$200 por MW/hora en alguna hora. Por cierto, quien está deficitario tiene que comprar del sistema a esas tarifas, para vender a sus clientes a las tarifas pactadas. Depende mucho de la gestión de riesgo que haga cada generador. Es así como a principio de año se publicó una normativa que dispone que los agentes que sean deficitarios tienen que entregar garantías líquidas, para garantizar los pagos en el mercado mayorista. Esas garantías tienen que empezar a ser aportadas a fines de este año.

¿Quiénes han ganado o perdido en este nuevo escenario?

-Producto de la sequía hay temas de tipo comercial que las empresas, dependiendo de sus políticas de contratación, ganarán o perderán. Quién ha estado con mayor exposición a los excedentes en el mercado mayorista está haciendo un muy buen negocio hoy en día. No sé si lo va a ser en el largo plazo. Son estrategias de cada empresa. El gran ganador tienen que ser la ciudadanía.

Lo que está ocurriendo es que estamos transformando el sistema eléctrico. Existe consenso que tenemos que mitigar los efectos del cambio climático. Se están incorporando incorporando grandes volúmenes de energías renovables. Eso probablemente va a traer algunos estrés de corto plazo, pero en el largo plazo va a ganar todo el país. Vamos a tener una energía con menor contenido de carbono y vamos a transformar nuestro sistema eléctrico. Tan claro lo tenemos que a principios de año lanzamos el pilotaje de una plataforma para trazar las energías renovables en el sistema eléctrico, con marcha blanca el 19 de abril, y hemos estado incorporando usuarios para comenzar a emitir los certificados de trazabilidad de energía renovable. Ahí se va a poder visualizar quienes están consumiendo la energía renovable que se produce, quienes son los líderes en ir incorporando estas fuentes y cual va siendo la emisión residual que va teniendo el sistema. Vamos a tener un medidor de como va este proceso de transformación en reducir las emisiones de carbono. La plataforma se llama Renova y pueden acceder a través de nuestro sitio web.