Estudio Acera: Se necesitarán 8 GW de ERNC adicionales de capacidad instalada para que el sistema opere de manera sustentable en 2025

El retiro de la totalidad de las centrales a carbón el año 2025 es posible, siempre que el sistema eléctrico nacional llegue a ese año con determinados recursos técnicos y regulatorios.

El sector energético es hoy el que más aporta a las emisiones de gases de efecto invernadero en Chile, así como también de otros materiales particulados que impactan en la contaminación local, es por esto que cuanto antes se elimine el carbón de la matriz, de mejor manera podremos combatir la crisis climática y reducir la contaminación local que afecta a las zonas en que se emplazan esas centrales.
Con esta premisa y la necesidad de validar técnica, ambiental y económicamente la factibilidad de lograr una matriz cero carbón, es que Acera se propuso realizar el estudio “Ruta de Referencia para Alcanzar Cero Emisiones en el Sector de Generación de Energía Eléctrica en Chile”, el más grande y ambicioso que ha realizado la asociación renovable, y dar así a conocer las distintas trayectorias posibles para lograr una matriz cero emisiones lo más rápido posible.

La asociación gremial, que reúne a toda la cadena de valor del sector de energía renovables en el país, presentó los resultados de la primera fase del estudio, denominada “Escenario sin carbón al 2025”, ante una audiencia compuesta por especialistas del sector, entre autoridades, consultores y académicos.

“Para lograr esta transición, es necesario contar con una mirada de largo plazo, que vaya más allá de la salida del carbón, identificando los factores clave para lograr el objetivo final. Entender cómo afectan, por ejemplo, la velocidad de inversión en centrales renovables, las restricciones de transmisión, las barreras para el ingreso de nuevas tecnologías, el almacenamiento de energía o la flexibilidad del sistema, entre muchas otras variables”, indicó Carlos Finat, director ejecutivo de Acera.

Los resultados de este estudio -encargado por Acera a la consultora SPEC en colaboración con el Instituto Sistemas Complejos de Ingeniería de la Universidad de Chile (ISCI)- adquieren una especial importancia justamente en un contexto de la preocupante crisis climática. “En ese sentido, estamos convencidos de que todas las decisiones que involucren a un sector tan relevante como éste, deben contener no sólo buenas voluntades, sino que además deben ser respaldadas por un análisis técnico y económico robusto. Y ese es el aporte que queremos hacer como Asociación. Nuestro foco está en las personas, y es necesario evitar que, por decisiones aceleradas y poco analizadas, terminemos, por ejemplo, aumentando las emisiones contaminantes o trasladando las zonas de sacrificio, y no acabando con ellas”, destacó Finat.

Principales resultados y conclusiones

• Respecto al desarrollo de infraestructura ERNC, se requiere que en el periodo 2022-2025 se pongan en servicio alrededor de 8.000 MW adicionales a los ya comprometidos, que corresponden en torno a 10.000 MW. En particular, de los 8.000 MW adicionales, se requiere en torno a 1.000 MW en sistemas de almacenamiento, tecnología de incipiente desarrollo en nuestro mercado.
• Para adaptar el sistema, en el período 2022-2025, dada la incompatibilidad de los tiempos de desarrollo de tecnologías como CSP y bombeo hidráulico, va a requerir una fuerte expansión del parque de generación eólico. Si no se llegara a adaptar el sistema en términos de la capacidad instalada, se requeriría un uso significativamente mayor de generación diésel, pudiendo llegar a ser del orden de seis veces a lo utilizado en el año 2020.
• Para lograr que entren en operación los volúmenes de renovables que se requieren, es fundamental tener políticas regulatorias considerablemente más agresivas de las que se han planteado hasta el momento. Estás políticas están relacionadas con el debido reconocimiento de la remuneración por capacidad, aumento programado del impuesto a las emisiones, incorporación de las ERNC al mercado de servicios complementarios, cambios regulatorios para los sistemas de almacenamiento, por nombrar algunos.
• Desde la perspectiva operacional, el sistema requiere ser capaz de asegurar el suministro de combustibles como gas y diésel. El primero es requerido para complementar la variabilidad intra-diaria de las renovables solar y eólica, y se requiere de manera permanente durante el año para complementar la variabilidad hidrológica. El diésel deberá hacer frente a escenarios extremos de indisponibilidad eólica-solar.
• Las congestiones del sistema de transmisión podrían producir recortes anuales de generación ERNC del 6,36%. Estas congestiones podrían ser gestionadas mediante sistemas de almacenamiento, como activo de transmisión. Actualmente, no hay proyectos de estas características dentro del plan de expansión.
• Por otro lado, el sistema requerirá que la hidroelectricidad tome un rol fundamental en el aporte a la flexibilidad operacional intra-diaria. Esto requerirá cambios en estrategias y plataformas para la operación y despacho de los recursos, y poner atención a posibles conflictos con otros usos del agua e impacto en los ecosistemas locales.
• Desde el punto de vista de la estabilidad de tensión del sistema ante salidas intempestivas de líneas de transmisión, se requieren recursos adicionales que no pueden ser del todo provistos por centrales ERNC y que requieren inversiones adicionales.
• El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), deberá iniciar urgentemente un proceso de mejora de la modelación dinámica del sistema, en particular de las centrales renovables, para identificar tempranamente condiciones críticas de operación y estrategias de solución que aprovechen al máximo las capacidades de las ERV.
  
• El estudio completo cuenta con la simulación de tres fases y escenarios: (1) Escenario sin carbón hasta el 2025 (presentado hoy), (2) Trayectoria sin carbón en la matriz, y (3) Trayectoria hacia cero emisiones en la matriz. Los resultados de las etapas siguientes se irán dando a conocer dentro de las próximas semanas, hasta el hito final contemplado tentativamente para octubre de 2021.

Fuente: Portalminero.com