Generadoras deberían invertir US$20 mil millones por plan de descarbonización

Reemplazo de este combustible se hará principalmente con centrales solares de almacenamiento, geotermia, hidropasada y bombeo hidráulico. A esta inversión debe sumarse el costo de nuevas líneas para fortalecer el sistema. A 2040 se espera que se hayan retirado 5.200 MW a carbón.

0
228
Foto: Gustavo Alvarado.

Uno de los principales focos que está teniendo la industria eléctrica es la descarbonización de la matriz energética. Planes por cada empresa, metas por año, mesa de trabajo con el gobierno y otras medidas son las que se están realizando para avanzar y concretar el objetivo.

En este contexto, el Coordinador Eléctrico realizó un estudio en que se modela un escenario sin centrales a carbón a 2040, lo que implica el retiro de 5.200 MW de dicha energía se retiraría del sistema.

Lo llamativo del informe es el costo de inversión en nueva capacidad de generación, que sería cercano a los US$20.000 millones. Esto, porque al eliminar energía de base, se requeriría un reemplazo con similares características.

Esto es, energía disponible las 24 horas del día, lo que se puede lograr con unidades de mayor factor de planta -como a gas natural o de concentración solar de potencia (CSP)- o bien, con una combinación de diversas tecnologías, entre ellas las propias renovables.

En un escenario sin centrales a carbón a 2040, este combustible sería reemplazado básicamente por centrales solares CSP, geotermia, hidropasada y bombeo hidráulico -este último más hacia el final del horizonte-.

Este modelo, además, contempla un aumento de demanda de punta de alrededor de 8.300 MW y una adición de 20.000 MW de nueva oferta en total. Esto es, tanto para suplir requerimientos futuros como para reemplazar a las centrales a carbón que serán retiradas del sistema.

Si bien, el estudio del Coordinador otorga un rol preponderante a la tecnología de concentración solar de potencia, actualmente en Chile sólo hay una en construcción, que es Cerro Dominador, que tiene una potencia estimada de 210 MW. A 2040, esta tecnología tendría una presencia de 5.000 MW en Chile.

No obstante, aunque la inversión inicial será sustancialmente mayor, el costo de operación disminuiría considerablemente, pasando de aproximadamente US$1.700 millones anuales a unos US$750 millones, es decir, 66% menos.

Esto, porque no se requerirá comprar carbón para operar estas unidades, dando paso a tecnologías que aprovechan recursos naturales como el sol o el viento. Pero en este modelamiento se debe sumar la inversión en infraestructura asociada al gas, que el estudio no consideró.

Otra inversión que también debe sumarse es el fortalecimiento del sistema eléctrico. Esto, porque el plan de descarbonización obligará a reforzar la transmisión mediante la construcción de una nueva línea HVDC -en corriente continua- que costaría US$1.100 millones para transportar 4.000 MW.

Esto es adicional a los US$1.685 millones que contempla el actual plan de transmisión troncal en que está trabajando la Comisión Nacional de Energía (CNE).

Avance del plan

“El sector generación opera de manera competitiva y no existe a su respecto planes de inversión vinculantes, por lo que las nuevas obras de generación que se materialicen dependerán de los proyectos que las distintas empresas desarrollen para cubrir las necesidades de nueva capacidad de generación”, señaló Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional.

Al ser consultada, la ministra de Energía, Susana Jiménez, señaló que “el estudio del Coordinador es información muy relevante para tomar la mejor decisión en materia de descabornización y/o reconversión de centrales. Queremos un desarrollo sostenible y ello implica atender los aspectos ambientales, sociales y económicos de las políticas públicas que impulsemos”.

En tanto, el académico y director de la consultora Systep, Hugh Rudnick, dijo que “es evidente la necesidad de reemplazar infraestructura de carbón, donde el uso de renovables variables no es suficiente y el uso de gas natural, CSP y mejor uso de embalses -agregándoles bombeo a embalses existentes- se hace necesario”.

En relación a los plazos, Olmedo manifestó que dependerá del calendario de salida de centrales que las empresas propietarias de las centrales a carbón definan. “Esto dará las señales para el desarrollo de nuevos proyectos de generación y a su vez definirá los proyectos de expansión de la capacidad de transmisión”, agregó.