Chile sin carboneras:la infraestructura que se necesita al 2030
Un estudio del Coordinador Eléctrico muestra que se puede alcanzar este escenario, en caso de darse las condiciones habilitantes como la construcción y desarrollo de proyectos de generacióna eólica y solar y almacenamiento por 15.000 nuevos MW.
Por: Carolina Lathrop | Publicado: Viernes 18 de octubre de 2024 a las 20:28 hrs.
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En noviembre el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) dará a conocer un estudio en el cual adelanta la salida de las centrales a carbón en 2030, para operar un sistema 100% renovable para esa fecha.
El Estudio “Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional sin considerar funcionamiento de centrales a carbón”, surge como complemento a la Hoja de Ruta para una Transición Acelerada elaborada en 2022 por el organismo, y actualizada en octubre de este año.
Al respecto Juan Carlos Olmedo, presidente del CEN, explica que “Existe una visión en el Coordinador de que la transición se ha ido acelerando y queremos estar preparados y una de las tareas de la hoja de ruta es realizar estudios para determinar cuáles son las condiciones habilitantes, que requiere el sistema eléctrico para dejar de utilizar carbón como fuente de producción de energía eléctrica”. Uno de los factores clave en la aceleración, ha sido la disminución de los costos de desarrollo de baterías, y el acceso a tecnologías más baratas.
Para lograr un sistema 100% renovable a 2030, el estudio del CEN asume varios supuestos, o condiciones habilitantes, como la construcción y desarrollo de nuevas centrales solares y eólicas, además de baterías y almacenamiento equivalentes a una capacidad instalada de 15.000 nuevos MW. Al respecto, Olmedo advierte que, de no ocurrir estas inversiones, el proceso sin duda se retrasará.
El retiro del carbón se ha acelerado de tal forma que a abril de 2024 ya se han retirado 1.700 MW, lo que representa el 31% de la flota existente al año 2019, según cifras aportadas por el organismo.
Asimismo, la penetración de energías renovables variables continúa avanzando rápidamente, alcanzando en 2023 niveles aproximados de 32% en participación de energía y 71% en participación instantánea de potencia a la hora de máxima penetración. “Se prevé que esta tendencia, con altos niveles de inserción de energías renovables, continúe y se profundice en los próximos años, como ha ocurrido hasta ahora”, explica Olmedo.
Se suma a ello la producción de energía hidroeléctrica que en 2023 llegó a un 60%, lo que fue un 8% mayor que en 2022.
Además, se debe agregar la energía que proviene de los recursos distribuidos que ha contribuido a esta aceleración, gracias a su fuerte crecimiento. De hecho, según consigna la Hoja de Ruta del CEN, los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) explicaban un 3% del total de la producción del sistema eléctrico el año 2020, la cual subió a 5,5% el año 2023. La distribución tecnológica de estos generadores también ha variado, registrando al año 2016 casi un 80% de producción con tecnología hidráulica y térmica, versus el 80% de tecnología solar a 2023. Los PMGD al día de hoy tienen una potencia instalada de 3.000 MW con aproximadamente 700 proyectos en operación.
El estudio
Como base para realizar el estudio, se consideró el cronograma oficial de retiro de unidades a carbón comprometidas para el período 2020-2026 a través de acuerdo público-privado entre el Ministerio de Energía y empresas propietarias de las instalaciones. Adicionalmente, para las centrales que no disponen de fecha comprometida para su retiro, se utilizó un escenario de retiro o reconversión anticipado al año 2030.
En concreto, y para el desarrollo del sistema eléctrico, el Coordinador proyecta que se requiere un avance en infraestructura de generación de almacenamiento mediante baterías del orden de 1.400 MW (9,6 GWh duración promedio de aproximadamente 5 horas) adicionales. Actualmente estos equipos entre operación y construcción alcanzan a 2.000 MW (8,7 GWh, con duración promedio de aproximadamente 4 horas).
En plantas eólicas, existen en construcción actualmente de 1.900 MW, y se requiere una capacidad adicional por 5.100 MW al 2030. Respecto de generación fotovoltaica, hay en construcción 2.230 MW.
El estudio considera que el aumento del parque generador el año 2030, coincidirá con el inicio de operación de la línea Kimal-Lo Aguirre.
“En el estudio se analizó la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en un escenario sin centrales a carbón, o que hayan sido reconvertidas al año 2030, mediante simulaciones de operación a mínimo costo y análisis de confiabilidad de la red eléctrica”, explica Olmedo, destacando las nuevas inversiones que se deben realizar para garantizar una operación segura y confiable del Sistema Eléctrico.
Además, del plan de inversiones que se requiere materializar en transmisión, generación y almacenamiento, es necesario incorporar innovaciones tecnológicas como por el ejemplo el Grid Forming o tecnología formadora de red y otros equipos como por ejemplo Condensadores Sincrónicos.
El estudio contempla escenarios que consideran un crecimiento de la demanda medio y alto, con la participación de tecnologías de energías renovables que alcanzan montos anuales que rondan el 60% de la demanda total del año 2030. “Si se considera además el aporte de las centrales de tecnología hidráulica, la participación de energías de fuentes renovables se encontraría entre un 85% y un 90% a nivel mensual. Adicionalmente, la participación de tecnologías de almacenamiento con baterías está en torno al 6% de la demanda eléctrica anual”, dice el documento.
Asimismo, y a nivel horario, el nivel de participación en base a fuentes renovables sería de 100% en algunas horas de día, donde un 90% podría entregarse con generación basada en tecnología de inversores (IBR). “El aporte de los sistemas de almacenamiento se concentra principalmente en horas de noche y en menor medida en horas de madrugada. Se destaca el hecho que durante las madrugadas el aporte eólico, en promedio, podría acercarse a los 4.000 MW instantáneos, monto que equivale al 50% de la generación requerida por el SEN en ese momento”.
Uno de los aspectos clave es contar con disponibilidad de gas natural, GNL o gas natural importado desde Argentina, principalmente para las horas de noche y madrugada, así como condiciones críticas de abastecimiento, dice el informe.
“En la medida en que se cumplan las condiciones habilitantes que relevamos en este estudio, el sistema podrá operar en forma confiable y segura”, señala Olmedo, agregando que la red eléctrica en el futuro deberá soportar dinámicas cada vez más complejas en la transición y por eso están trabajando y anticipándose.
