Adelantar el fin de las centrales a carbón a 2035 implicaría invertir hasta US$ 2.300 millones extra

La discusión abierta respecto de acelerar el proceso de retiro de centrales a carbón en el país, que inicialmente está fijado para 2040, llevó a la consultora Valgesta Energía a modelar el escenario para que este hito se concrete cinco años antes.

Este considera que a 2035 toda esa capacidad sea reemplazada por tecnología solar y eólica, un nivel de costos marginales en torno a los actuales -unos US$ 45 el MWh-, que harían viables esas inversiones, mayor disponibilidad de gas para centrales actuales, entre otros factores.

Así, el sistema debería tener 6.238 MW de nueva generación solar, lo que es un aumento de 1.950 MW respecto de lo que era necesario en un escenario donde el 100% de retiro de centrales se obtiene en 2040, de acuerdo a un estudio que habían hecho en 2018.

Del mismo modo, sería necesario contar con 2.750 MW adicionales de tecnología eólica, para totalizar 7.706 MW a 2035, según explicó el fundador de la consultora, Ramón Galaz, en un desayuno privado con clientes donde presentaron el informe.

A esto se sumarán inversiones por entre US$ 1.900 millones y US$ 2.300 millones para redes de transmisión, adicionales a las actuales que están consideradas en planes de obras para los próximos años, como la megalínea entre Antofagasta y Santiago.

A diferencia del primer análisis que hicieron en 2018, en esta oportunidad Valgesta le dio más peso al desarrollo de los sistemas de almacenamiento (como las baterías), considerando requerimientos de 1.200 MW adicionales de capacidad.

Esto, porque a medida que avance el retiro de centrales a carbón, irán aumentando las magnitudes de las denominadas “rampas”. Este término alude a las variaciones en la generación de electricidad que se producen en un lapso acotado de tiempo, cuando, por ejemplo, cae abruptamente la energía solar (si oscurece) y debe ser reemplazada con otras fuentes.

Según el documento, en 2018 se vieron rampas máximas de 945 MWh en una hora y de 2.041 MWh en cuatro horas. En un escenario donde el 50% de las centrales se ha retirado a 2030, se ven rampas de 3.325 MWh y 7.148 MWh, en los lapsos de una y cuatro horas, respectivamente.

Esto hará más compleja la administración del sistema eléctrico, por cuanto se requiere contar con la energía de base que permita ir inyectando grandes bloques de electricidad a medida que salen las renovables de fuente variable, principalmente la solar.

Señales de precios

De este modo, las centrales a gas y sistemas de almacenamiento, que permitan ir reaccionando ante estas bajas repentinas en las energías renovables, cobrarán más importancia y ahí comienzan a jugar un rol relevante las señales de precio que se entreguen.

Como referencia, ya que el estudio no hace una propuesta en este sentido, si se decidiera que la demanda financiara 1.200 MW en capacidad de almacenamiento que se requieren, se estima que su efecto en costos sería equivalente entre US$ 3 y US$ 4,8 por MWh.

“No es claro qué señales de precio en el mercado de la energía y potencia sean suficientes para materializar el desarrollo del almacenamiento, como tampoco para lograr mayor flexibilidad del sistema eléctrico en el largo plazo”, dice Galaz.

Aunque esta proyección no considera que los costos de la tecnología irán a la baja, el experto señala que es necesario abordar cambios en la regulación que permitan ir capturando los beneficios que se irán produciendo. A su juicio, si no hay una evolución del marco legal, esta transición puede ser mucho más costosa, algo que puede ser clave en el contexto del país, donde el tema del alza del costo de los servicios básicos ha sido parte importante de las demandas ciudadanas.

Afirma que el gran tema es evaluar cómo descarbonizar sin que implique mayores costos, lo que se lograría en parte con mayores herramientas para poder hacer gestión de la demanda.