Descarbonización: se necesitarán 8 GW de ERNC para que el sistema opere de manera sustentable al 2025

La investigación, publicada por Acera, lanzó los resultados de su primera fase, llamada “Escenario sin carbón al 2025”, en la que se plantean los primeros requisitos a cumplir de cara a un retiro de la totalidad de centrales a carbón en el país.

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El estudio “Ruta de referencia para alcanzar cero emisiones en el sector de generación de energía eléctrica en Chile”, dado a conocer por la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera), y realizado por la consultora SPEC y el Instituto Sistemas Complejos de Ingeniería de la Universidad de Chile (ISCI), lanzó sus primeros resultados, teniendo por principal conclusión que el retiro de la totalidad de las centrales a carbón para el año 2025 en Chile es posible, siempre y cuando, el sistema eléctrico nacional llegue a ese año con ciertos recursos técnicos y regulatorios.

El sector energético es el que más gases de efecto invernadero emite en Chile. A razón de lo anterior, desde el estudio se señala que mientras antes se elimine el carbón de la matriz, se podrá combatir de mejor manera la crisis climática, reduciendo la contaminación local que afecta a las zonas en las que se encuentran dichas centrales.

“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”, señaló el director ejecutivo de Acera, Carlos Finat.

Revisa los principales resultados y conclusiones:

  1. A lo que refiere al desarrollo de infraestructura ERNC, se requiere que para el periodo 2022-2025 se pongan a disposición cerca de 8.000 MW adicionales a los ya contemplados, sumando así 10.000 MW. Para estos MW adicionales, se requieren en torno a 1.000 MW en sistemas de almacenamiento, tecnología que recién se está desarrollando en el mercado nacional.
  2. En el período 2022-2025, para poder adaptar el sistema, dada la incompatibilidad de los tiempos de desarrollo de tecnologías de Concentración Solar de Potencia (CSP) y bombeo hidráulico, el estudio señala que se va a requerir una expansión fuerte del parque de generación eólico. De no adaptarse el sistema respecto a la capacidad instalada, se necesitaría un uso significativamente mayor de generación diésel, llegando incluso a ser seis veces respecto a lo que se utilizó en el año 2020.
  3. Además, la investigación apunta a que para lograr que entren en operación los volúmenes de energías renovables que se requieren, es muy importante tener políticas regulatorias más agresivas de las que ya se han planteado hasta la fecha. Estas están relacionadas a la debida remuneración por capacidad, un aumento programado del impuesto a las emisiones, cambios regulatorios para los sistemas de almacenamiento, e incorporación de las ERNC al mercado de servicios complementarios, entre otros.
  4. Desde una perspectiva operacional, el sistema necesita ser capaz de asegurar el suministro de combustibles, tales como el gas y el diésel. El primero por ser complementario a la variabilidad intra-diaria de las renovables solar y eólica, y se necesita permanentemente durante el año para complementar la variabilidad hidrológica. En tanto, el diésel debe hacer frente a escenarios extremos de indisponibilidad eólica-solar
  5. Las congestiones producidas en el sistema de transmisión podrían tener por resultado recortes anuales de generación ERNC del 6,36%. Estas mismas podrían ser gestionadas mediante sistemas de almacenamiento, como el activo de transmisión. En la actualidad, no existen proyectos de estas características dentro del plan de expansión.
  6. Asimismo, el sistema necesitará que la hidroelectricidad adopte un rol fundamental en el aporte a la flexibilidad operacional intra-diaria. Esto requerirá cambios en las plataformas y de estrategia para la operación y despacho de los recursos, y destinar atención a eventuales conflictos con otros usos del agua e impacto en los ecosistemas de la zona.
  7. En cuanto a estabilidad de tensión del sistema frente a salidas inoportunas de líneas de transmisión, se necesitarán recursos adicionales que no pueden ser del todo provistos por las centrales ERNC y que van a requerir de inversiones extras.
  8. Finalmente, el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), urgentemente deberá iniciar un proceso de mejora de la modelación dinámica del sistema, en especial de las centrales renovables, para identificar a tiempo las condiciones críticas de operación y estrategias de solución que aprovechen en su totalidad las capacidades de las ERV.

El estudio, en su cabalidad, contempla la simulación de tres fases y escenarios: 1- Escenario sin carbón hasta el 2025 (el recién anunciado); 2- Trayectoria sin carbón en la matriz; 3- Trayectoria hacia cero emisiones en la matriz. Los resultados de las siguientes etapas se darán a conocer en las próximas semanas, según informa el estudio, hasta el hito final que se anunciaría en octubre del 2021

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