Estudio advierte que retiro de centrales a gas natural y todo el parque fósil a 2035 exigiría subir inversiones en unos US$ 26 mil millones

Uno de los focos en discusión en el sector energético es el rol del gas natural en medio de la transición energética, aún siendo un combustible fósil dentro de la matriz eléctrica, mientras las tecnologías de almacenamiento se despliegan. Sin embargo, poco se habla de las cifras que están en juego. En ese contexto, la Asociación de Empresas de Gas Natural (AGN) encargó un estudio al Instituto Sistemas Complejos de la Ingeniería (ISCI) y la consultora SPEC que realizó proyecciones del desarrollo futuro del sistema eléctrico chileno bajo distintos escenarios de mercado para identificar y cuantificar la participación de la generación en base a gas para un horizonte de evaluación 2024-2040.

En un extenso documento denominado "Análisis cuantitativo del rol del gas en la transición eléctrica de Chile" al que tuvo acceso DF -que fue entregado este lunes por el gremio al ministro de Energía, Diego Pardow- se consignan conclusiones clave a partir de una metodología basada en la aplicación de distintas herramientas/modelos computacionales que permite analizar distintos aspectos asociados a la participación del gas en la transición eléctrica del país.

Según se plantea en la panorámica, el uso del gas natural, que recientemente ha alcanzado niveles de utilización de aproximadamente 15 TWh por año, experimentará una reducción paulatina debido a la incorporación de generación renovable y almacenamiento, alcanzando niveles entre 8-10 TWh (caso base) una vez que el parque de centrales a carbón esté completamente retirado (post 2035). "Este equilibrio, después de 2035, implicará emisiones del sector eléctrico del orden de 3-5 MMton de CO2 al año, que representa una disminución significativa desde los actuales ~20 MMton, y una participación renovable aproximada del 95%", se puntualiza.

Alrededor del año 2030, el nivel de utilización del gas podría reducirse a mínimos de aproximadamente 5 TWh por año, debido a la contribución de las centrales carboneras y a la masiva entrada de plantas renovables y almacenamiento. En esa línea, la producción de electricidad basada en gas natural, antes de 2035, podría alcanzar niveles de 10-12 TWh anuales en caso de retrasos en las líneas de transmisión y adelantos en la desconexión de plantas a carbón, disminuyendo a niveles de 6-10 TWh después de 2035. Así, se advierte que "el uso del gas natural podría reducirse si el despliegue de inversiones se acelera debido a disminuciones en el Capex de nuevas inversiones".

Impacto en tarifa

Una de las conclusiones principales es que un caso de estudio que contempla el retiro forzado de capacidad de generación de las centrales a gas natural y todo el parque fósil a 2035, implica severos impactos en el sistema eléctrico. Esto, porque -según se precisa- exigiría un aumento de las inversiones del orden de US$ 26 mil millones (en tecnologías renovables variables y sistemas de almacenamiento) en el período 2030-2035 (previo a la desconexión de toda la flota térmica) para mantener un sistema confiable. Se detalla que dicha inversión sería adicional a los US$ 30 mil millones necesarios para viabilizar el cierre del parque a carbón.

"El despliegue adicional de infraestructura para retirar el gas y diésel y mantener el sistema adaptado ocurre principalmente en el período 2030-2035, requieriendo acelerar el ritmo de inversión hasta casi duplicar el monto total al 2036. Esto se debe a que las tecnologías de geotermia y CSP tienen costos que son más elevados que en caso de las ERV solar y eólica. Esta inversión extra en términos del costo total de inversión corresponde a un costo adicional aproximado de 26 mil MMUS$ (aproximadamente un 8% del PIB nacional del año 2022)", se plantea.

Además, se indica que este retiro forzado temprano (2035) implicaría altos costos de reemplazo de la generación a gas natural (unos 185 US$/MWh adicionales) y por tanto un aumento del costo total del sistema del orden de 10% (unos 10 US$/MWh, o + 1.850 MUS$/ año de mayor costo para la sociedad).

Consistente con lo anterior, se plantea que el país incurriría en un alto costo de abatimiento para las emisiones de CO2 remanentes en la generación eléctrica (tres a cinco MtonCO2/año), que llegaría a más de US$ 380 por tonelada de CO2. Dicho valor reflejaría un costo mucho mayor que las estimaciones hechas por Chile en sus estudios de costos de abatimiento de emisiones para el cumplimiento de las NDC (contribución determinada a nivel nacional). De esta manera, se apunta a que existen otras medidas mucho más costo eficientes para reducir emisiones,versus el retiro forzado y temprano del parque a gas natural.

También, se advierte que el retiro de capacidad de centrales a gas (y todo el parque fósil) para el año 2035 produciría un incremento en el costo total del sistema (tarifa) de entre un 2% y un 10%, dependiendo de los niveles de respuesta de la demanda que permiten mitigar parte de las nuevas inversiones en generación.

"La solución más económica sugiere que el uso del gas natural disminuirá gradualmente, manteniendo una presencia del 5% después de 2035 y permitiendo una importante penetración de energías renovables del orden del 95%. Para alcanzar niveles de descarbonización más profundos, es crucial la participación activa de la demanda, especialmente de consumos intrínsecamente flexibles como el transporte eléctrico, lo cual podría disminuir la necesidad de activos de mayor inversión y, por ende, un potencial aumento en la tarifa de manera significativa", se concluye.