Los más afectados serían los clientes libres que negocian directamente con las generadoras.

El retiro gradual de las centrales a carbón del sistema eléctrico en Chile podría elevar un 30% los costos de operación e inversión combinados hacia el 2040, versus un escenario que no considera el cese de este tipo de unidades.

Esto se desprende del Estudio de Operación y Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) sin centrales a carbón que fue entregado por la mesa de descarbonización al Coordinador Eléctrico Nacional, entidad responsable del despacho de las centrales generadoras del país, de acuerdo con criterios de seguridad y eficiencia. La mesa se inserta dentro de uno de los capítulos de la Ruta Energética que lidera la ministra del ramo, Susana Jiménez.

Respecto de la finalidad de este análisis, la secretaria de Estado manifestó: “El estudio preliminar del coordinador permite analizar varios efectos que tendría el retiro y/o reconversión de centrales a carbón en el sector eléctrico, en un escenario de estrés del sistema. Es clave para el éxito de la descarbonización promover la incorporación de flexibilidad en el sistema eléctrico, ya sea con generación hidroeléctrica, gas natural, centrales renovables de base, con gestión de la demanda o incluso con interconexiones internacionales”.

El informe precisa que en un contexto de salida de este tipo de generación, que en la actualidad representa cerca de 40% de la operación del sistema, con poco más de 5.000 MW instalados, los costos de operación bajarían de los US$1.960 millones el año 2020 a US$739 millones al 2040. Pero, debido al reemplazo que trae aparejado sacar del sistema a las unidades a carbón y sustituirlas por tecnologías de concentración solar de potencia, eólica, geotérmica e hidráulica de pasada, los costos de inversión se elevarían a US$4.506 millones en el lapso 2020-2040, versus los US$2.387 millones que supone un escenario con centrales a carbón en igual lapso.

Consultado sobre si este incremento de costos podría traducirse en un problema económico para aquellos generadores -especialmente renovables no convencionales ERNC- que se adjudicaron contratos de energía a muy bajos precios, cercanos incluso a los US$30 por MWh en las últimas licitaciones para distribuidoras eléctricas, Javier Bustos, jefe de la División de Prospectiva y Política Energética del Ministerio de Energía, manifestó que no debiera ser así. Lo anterior, porque los costos de inversión no necesariamente aumentarán los costos marginales (costo de despacho de la central menos eficiente del sistema, al cual se valorizan los traspasos de energía entre las generadoras). De hecho, en el estudio se prevé que desde 2030 se produzca una baja de los valores, dado el reemplazo de infraestructura a carbón por centrales con un costo variable inferior, que es uno de los elementos que caracterizan a las energías renovables.

Sin embargo, plantea que a nivel de clientes libres finales -aquellos que consume sobre los 500 kilowatts-hora (kWh), que negocian los precios de la energía directamente con las generadoras-, podría hacer efecto si este mayor costo de inversión se traslada a contratos.

Recomiendan mantener unidades carboneras para dar estabilidad al sistema

El Coordinador Eléctrico recomienda, no obstante, que no se retire la totalidad de las centrales a carbón, de manera que queden algunas unidades para regular el sistema en caso de emergencias. “Es posible explorar la posibilidad de mantener en servicio las centrales carboneras existentes como condensadores sincrónicos para proveer inercia, control de reactivos, y soporte de tensión en fallas, reduciéndose en este caso problemas asociados al soporte de tensión, y los referentes a inercia”, dice el coordinador al respecto.

A su vez, plantea que las centrales hidráulicas de embalse son fundamentales para proveer flexibilidad al sistema.También se observa un importante aporte a la provisión de respuesta de la red por parte de unidades que usan Gas Natural Licuado (GNL) como combustible.

Asimismo, destaca que en los análisis eléctricos preliminares efectuados (consideran hasta el año 2025) no se observan inestabilidades para contingencias simples críticas en el sistema eléctrico. Sin embargo, las evaluaciones para los años 2030 y 2035 se encuentran en etapa de desarrollo, por lo que las conclusiones preliminares para el 2025 no pueden ser extendidas para dichos ejercicios.

Fuente: El Mercurio.