Chile sin carboneras:la infraestructura que se necesita al 2030

En noviembre, el Coordinador Nacional de Electricidad (CEN) dará a conocer un estudio en el que anticipa la salida de las centrales de carbón en 2030, para operar un sistema 100% renovable en esa fecha.

El Estudio “Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional sin considerar la operación de centrales de 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 “hay una visión en la Coordinadora de que la transición se ha ido acelerando y queremos estar preparados y una de las tareas de la hoja de ruta es hacer estudios para determinar cuáles son las condiciones. “Habilitación, que exige el sistema eléctrico para dejar de utilizar carbón como fuente de producción de energía eléctrica”. Uno de los factores clave de la aceleración ha sido la disminución de los costes de desarrollo de baterías y el acceso a tecnologías más baratas.

Para alcanzar un sistema 100% renovable en 2030, el estudio del CEN asume varios supuestos, o condiciones habilitantes, como la construcción y desarrollo de nuevas plantas solares y eólicas, así como baterías y almacenamiento equivalentes a una capacidad instalada de 15.000 nuevos MW. En este sentido, Olmedo advierte que, si estas inversiones no se concretan, el proceso sin duda se retrasará.

El retiro del carbón se ha acelerado de tal manera que a abril de 2024 ya se han dado de baja 1.700 MW, lo que representa el 31% del parque existente a 2019, según cifras proporcionadas por el organismo.

Asimismo, la penetración de energías renovables variables continúa avanzando rápidamente, alcanzando niveles aproximados del 32% en participación energética y del 71% en participación de potencia instantánea en 2023 en el momento de máxima penetración. “Se espera 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.

A esto se suma la producción de energía hidroeléctrica, que en 2023 alcanzó el 60%, un 8% más que en 2022.

Además, hay que sumar la energía que proviene de recursos distribuidos, que ha contribuido a esta aceleración, gracias a su fuerte crecimiento. De hecho, según la Hoja de Ruta del CEN, los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) representaron el 3% de la producción total del sistema eléctrico en 2020, que aumentó hasta el 5,5% en 2023. La distribución tecnológica de estos generadores también ha variado, registrándose en En 2016 casi el 80% de la producción con tecnología hidráulica y térmica, versus el 80% con tecnología solar en 2023. El PMGD hoy tiene una potencia instalada de 3.000 MW con aproximadamente 700 proyectos en operación.

el estudio

Como base para la realización del estudio se consideró el cronograma oficial de retiro de unidades de carbón comprometidas para el periodo 2020-2026 a través de un convenio público-privado entre el Ministerio de Energía y las empresas propietarias de las instalaciones. Adicionalmente, para las plantas que no tienen fecha comprometida para su retiro, se utilizó un escenario de retiro anticipado o reconversión para el año 2030.

En concreto, y para el desarrollo del sistema eléctrico, la Coordinadora proyecta que se requiere un avance en infraestructura de generación de almacenamiento en baterías del orden de 1.400 MW (9,6 GWh de duración media aproximada de 5 horas). Actualmente, estos equipos entre operación y construcción alcanzan los 2.000 MW (8,7 GWh, con una duración media aproximada de 4 horas).

En plantas eólicas, actualmente hay 1.900 MW en construcción, y se requiere una capacidad adicional de 5.100 MW al 2030. En cuanto a generación fotovoltaica, hay 2.230 MW en construcción.

El estudio considera que el incremento del parque generador al 2030 coincidirá con el inicio de operación de la línea Kimal-Lo Aguirre.

“El estudio analizó la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en un escenario sin centrales a carbón, o que hayan sido convertidas al 2030, a través de simulaciones de operación al mínimo costo y análisis de confiabilidad de la red eléctrica”, explica. Olmedo, destacando las nuevas inversiones que se deben realizar para garantizar la operación segura y confiable del Sistema Eléctrico.

Además, el plan de inversiones que se desea materializar en transmisión, generación y almacenamiento, es necesario incorporar innovaciones tecnológicas como Grid Forming o tecnología de formación de redes y otros equipos como Capacitores Síncronos.

El estudio contempla escenarios que consideran un crecimiento de la demanda medio y alto, con la participación de tecnologías de energías renovables que alcancen montos anuales que rondan el 60% de la demanda total para el año 2030. “Si se considera también el aporte de las centrales eléctricas, de Con tecnología hidráulica, la participación de energía proveniente de fuentes renovables estaría entre 85% y 90% mensual. Además, la participación de las tecnologías de almacenamiento en baterías ronda el 6% de la demanda eléctrica anual”, señala el documento.

Asimismo, y a nivel horario, el nivel de participación basado en fuentes renovables sería del 100% en algunas horas del día, donde el 90% podría entregarse con generación basada en tecnología inversora (IBR). “El aporte de los sistemas de almacenamiento se concentra principalmente en las horas nocturnas y en menor medida en las primeras horas de la mañana. Destaca que durante las primeras horas de la mañana el aporte eólico, en promedio, podría acercarse a los 4.000 MW instantáneos, cantidad que equivale al 50% de la generación requerida por el SEN en ese horario.

Uno de los aspectos claves es la disponibilidad de gas natural, GNL o gas natural importado desde Argentina, principalmente para las horas nocturnas y madrugadas, así como condiciones críticas de suministro, señala el informe.

“En la medida en que se cumplan las condiciones habilitantes que analizamos en este estudio, el sistema podrá operar de manera confiable y segura”, dice Olmedo, agregando que la red eléctrica en el futuro tendrá que soportar dinámicas cada vez más complejas en la transición. y por eso están trabajando y anticipándose.