Esto tras la vuelta de Ventanas 1, principalmente como consecuencia de la sequía.

Expertos coinciden en que mientras no exista un reemplazo fiable, gran parte del parque de generación a carbón seguirá siendo necesario, por lo que debiesen revisarse los últimos anuncios de salida de las empresas.

 

Un complejo escenario vive el sector eléctrico, principalmente por el impacto de la sequía que ha disminuido a niveles históricos el aporte de la energía hidroeléctrica, y que obligó a traer de vuelta a operación la central Ventanas 1 para elevar la seguridad del sistema. Esta entrará en funcionamiento la semana del 23 de agosto por un plazo inicial de tres meses, poniendo también en duda el cumplimiento de los nuevos hitos que tiene el calendario de descarbonización. Por ejemplo, Bocamina II en mayo de 2022.

Si bien actualmente el sistema cuenta con cada vez mayor cantidad de fuentes renovables, no existe la capacidad de transportar ese suministro hacia las zonas de grandes consumos.

El cofundador de Inodú, Jorge Moreno, explica que con los compromisos anunciados, 15 unidades (2.828 MW) habrán sido retiradas a finales del 2025. “En el corto plazo unidades (a carbón) que tenían programado su retiro en los próximos 24 meses posiblemente deban continuar en servicio. También, en adelante, habrá que considerar que las unidades que se retiren se acojan al estado de reserva estratégica, por lo menos hasta que no se tenga certeza de que habrá otro tipo de generación flexible de baja en emisiones que asegure prestación de servicios, seguridad y disponibilidad de energía complementaria con la generación solar y eólica”, asegura Moreno.

Es por eso que los expertos prevén que será complejo avanzar en una descarbonización más rápida que la actual, considerando que el principal cuello de botella es la falta de líneas de transmisión, y que el proyecto Kimal-Lo Aguirre puede entrar en operación recién a finales de esta década. “Todos queremos una matriz más verde, pero hay que hacerlo con cautela. Empiezan a aparecer discusiones como la descarbonización acelerada, o cambios regulatorios, y el sistema no está preparado para tantas modificaciones reglamentarias de forma simultánea, por lo que es bueno centralizar la discusión de todos los temas que se están discutiendo, y hacer un proceso estudiado”, explica el fundador de ENC, Andrés Salgado.

Por su parte, el director de Valgesta, Ramón Galaz, sostuvo que llama la atención el tener que retroceder en el plan, y que los estudios no hayan previsto la necesidad de estas centrales.

“Uno se tendría que plantear que el plan de cierre de las carboneras tiene que ser revisado, a la luz de contingencias como esta, y en base a eso tomar definiciones. No se ve bien avanzar en una línea, y que después haya que retroceder, hay que internalizar que los procesos de sequía están siendo más prolongados y frecuentes”, dice Galaz.

En esta línea, la fundadora de Enerconnex, Ana Lía Rojas, agrega que si bien la sequía fue el detonante de la crisis, existen problemas que se arrastran hace años, y que tienen que ver con la falta de señales para la remuneración adecuada de las tecnologías que cumplen con las funciones de suministro y de suficiencia y seguridad del sistema.

“Hay un contrasentido, porque hay una actividad regulatoria que no va acorde con los objetivos de tener un sistema de menores emisiones, muy centrada en evitar alzas en las cuentas eléctricas, y en no traspasar los costos de inversión que hay que hacer, hay un resguardo para que eso no signifique un efecto en tarifas finales. Se necesitan señales de inversión, sincerar que la transición energética no es ni gratis, ni más barata de lo que tenemos”, advierte Rojas.

En tanto, el gerente general de Systep, Rodrigo Jiménez, apunta a la “tormenta perfecta” que significó además de la sequía, las fallas de centrales importantes, y la indisponibilidad de gas argentino, que ha puesto en riesgo el estándar de seguridad del sistema. “Pese a la contingencia, hay un espacio para adelantar el plan de descarbonización mucho antes de 2040, pero 2025 es demasiado acelerado, porque estamos viendo que las centrales térmicas son necesarias”, asegura.

Pese a esto, el diputado ecologista Félix González hizo un llamado a la comisión de Medio Ambiente del Senado a poner en votación el proyecto de ley que prohíbe el funcionamiento de estas centrales desde 2025.

“Nos parece que Chile no necesita que estas centrales vuelvan a operar, no se entiende que por un lado tengamos el doble de capacidad de lo que se consume, pero que tengan que aparecer de respaldo las termoeléctricas que el Gobierno hace unos meses decían que se estaban cerrando”, dijo González.

AUMENTA ESTRECHEZ DEL SISTEMA: 90% DE LAS CENTRALES DIÉSEL ESTÁ OPERANDO

La estrechez con la que está operando el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), la principal red del país – que entre las regiones de Arica-Parinacota y Los Lagos abastece del orden del 98% de la población de Chile -, aumenta con el paso de los días. Si este miércoles poco más del 10% de la energía generada con fuentes térmicas provino de unidades que usan diésel como combustible, el jueves – último dato público disponible – el peso de este combustible en la matriz térmica se incrementó hasta el 17,6%.

Fuentes del mercado comentan que, en la práctica, esto implicó que del orden del 90% de los 3.937 MW de capacidad a base de diésel disponibles en el SEN estuviese en operación esa noche. Esto en los hechos significó que solo quedaran disponibles 300 MW de capacidad para responder ante cualquier perturbación que pudiera registrar el sistema, que en condiciones normales es la finalidad que tienen las centrales diésel de respaldo. “Unidades que fueron concebidas como respaldo, para ofrecer flexibilidad al sistema o para cubrir el peak diario del consumo durante no más de una par de horas al día, están funcionando prácticamente en forma permanente”, dice un conocedor de la dinámica del sistema.

La operación casi permanente con diésel busca compensar la salida de centrales hidroeléctricas por el agotamiento de los embalses y también la falta de generación a gas natural. Esto ocurre por falta de gas – lo que incluso tiene a unidades claves como Nueva Renca, en pleno corazón de Santiago, usando este combustible -, o por limitaciones técnicas en la operación.

Este nivel de utilización de diésel implica un consumo diario de 3.000 m3 del combustible. Además, se proyecta que a partir del mes octubre, cuando las centrales hidroeléctricas de paso – que en estos días aportan del orden de 600 MW de capacidad al SEN – comiencen a reducir su operación hasta salir cerca de enero, el consumo de diésel podría incrementarse hasta los 10 mil m3 por día. Para tener una referencia, un buque carguero de esta fuente fósil contiene 22 mil m3 y el contenido de un camión de diésel alcanza para que una central de 100 MW opere durante una hora. En la industria comentan que la presión sobre la logística de combustibles se ha dejado sentir, pues varias de las empresas que generan con diésel no cuentan con contratos a firme, lo que implica que la programación de las compañías que distribuyen el combustible no consideran volúmenes ni camiones suficientes para cubrir la demanda adicional que se ha venido acrecentado hace varias semanas.

Los registros de operación diaria del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) dan cuenta de que en el período que va entre las 17:00 y las 9:00 de este miércoles y jueves recién pasado, horario en que predomina la generación térmica, algunas centrales a diésel han salido de operación por falta de combustible.

Fuente: El Mercurio, sábado 7 de agosto de 2021