El proceso de recambio tecnoló- gico en los diferentes sectores productivos nunca ha sido fácil, pero es especialmente complejo en lo que se refiere al sector Energía. Así al menos lo describe el International Institute for Applied Systems Analysis en 2014, al resumir los que son, a su juicio, los cuatro factores que explicarían esta particularidad:

1. Es un sector cuyos activos son específicos e intensivos en el uso de capital.

2. Sus activos principales tienen, generalmente, una larga vida útil lo que tiende a hacer más lento su proceso de recambio, amplificando las consecuencias de un “lock-in” tecnológico.

3. El ciclo de innovación, experimentación, aprendizaje, desarrollo y penetración de mercado, en general, es lento.

4. El desarrollo de una cadena de valor de las nuevas tecnologías es complejo y, a veces, lento.


Siguiendo esta lógica, podemos afirmar que hace 10 años en Chile las ERNC eran miradas con distancia, en parte por el interés de las empresas en rentabilizar sus activos tradicionales, pero también porque el riesgo percibido (no necesariamente el real) de invertir en ellas era también mayor. Esto, por un desconocimiento de su desempeño en el mercado local, pero también por la debilidad de una cadena de valor casi inexistente.

Poco a poco, esa alta percepción de riesgo se fue desvaneciendo por varias condiciones de mercado y de políticas públicas. Primero surgieron los programas de fomento y desarrollo de bienes públicos, particularmente los relacionados con la medición de recursos energéticos, y luego aquellos enfocados en el fortalecimiento del capital humano, entre otros. Sin embargo, hay cierto consenso en que los grandes impulsores del desarrollo de las ERNC en Chile fueron la baja sostenida de precios de las tecnologías eólicas y solar, así como los cambios regulatorios para introducir más competencia al sector.

En términos formales, la energía solar de gran escala llegó a Chile 10 años después que la energía eólica, la que debutó con “Alto Baguales”, a fines de 2001. Según un reporte de GIZ de 2014, la primera planta fotovoltaica de gran escala fue instalada por Solarpack en junio de 2012 para Codelco y tenía una potencia nominal de 3 MW. 6 meses después, se instala la primera planta conectada al Sistema Interconectado Central: “Tambo Real”, con una potencia instalada de 1 MW, en la región de Coquimbo. En Concentración Solar, la primera es la termosolar “Pukara de Hatur”, de 220kWt, en la región de Antofagasta, con el propósito de suministrar calor a la Minera Constanza.

8 años después, la realidad es muy distinta. Hay casi 3.100 MW de potencia fotovoltaica instalada, que en mayo de 2020 tuvo una participación de un 7,2% de la energía eléctrica producida, mientras que en el segmento PMGD, hay 650 MW instalados. Además, el 100% de las instalaciones acogidas al régimen de Netbilling corresponden a la tecnología fotovoltaica, y existen más de 3.000 MW en construcción y sobre 12.000 MW que cuentan con aprobación ambiental.

En termosolar, Cerro Dominador, la primera planta de CSP con almacenamiento de Latinoamérica, está próxima a iniciar su fase comercial, transformándose así en una muestra del aporte que esta tecnología puede hacer para construir un sistema eléctrico flexible y 100% renovable.

Todo hace pensar que, cuando en el sector se logra una cierta masa crítica de actividad económica que empuja la incorporación de nuevas tecnologías, las mismas razones que antes frenaban su ingreso hoy sirven para potenciar su adopción y difusión en nuestra matriz eléctrica. El desafío, entonces, es mantener y potenciar las condiciones que permitan que esa masa crítica siga haciendo su aporte a la construcción de un Chile 100% renovable.