24 de septiembre 2020

Coordinador Eléctrico advierte aumentos de precios con la salida anticipada de las plantas a carbón en Chile

A través un estudio técnico, el administrador del sistema eléctrico respaldó la postura oficial de prolongar la salida de las centrales carboníferas hacia el 2040, y no al 2025 como se está debatiendo en el Congreso. El documento habla de una migración del carbón al GNL y el diésel.


Ayer, el Coordinador Eléctrico Nacional dio a conocer un Estudio de operación y abastecimiento (ver en línea) que analiza el comportamiento del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) ante el posible escenario de retiro acelerado de la totalidad de las centrales termoeléctricas a carbón al año 2025. Se trata de un documento solicitado por la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados de Chile.

Cabe señalar que el programa del Gobierno de descarbonización, que empezó a aplicarse el año pasado, apunta a la salida de todas estas plantas al año 2040. Pero en el Congreso avanza, paralelamente, un proyecto de Ley más ambicioso, que exige que ese mismo objetivo se lleve a la práctica en los próximos 5 años.

El documento elaborado para la cámara baja, que se estructura en tres partes y propone distintos escenarios (tanto al 2040 como al 2025), advierte una disparada en los precios de la energía. Es que fija el reemplazo de la energía térmica a carbón saliente por otra de origen fósil más cara: el Gas Natural Licuado (GNL) y el diésel.

La primera de las partes se enfoca sobre el estudio de abastecimiento de la demanda en el período 2025-2030, una vez salida las centrales a carbón.

“En todos los escenarios con salida de las centrales a carbón al año 2025 y limitaciones de combustible, se evidencian costos marginales que alcanzarían valores del orden de 200 USD/MWh, en las horas de noche, siendo actualmente estos valores en torno a 50 USD/MWh promedio”, se señala.

La segunda parte tiene que ver con ‘Estudios de Operación con resolución Horaria 2026’, que hace una evaluación más detallada del sistema, proyectada para el año 2026.

“Los resultados del estudio reflejan que para la semana del año 2026 analizada, la generación a carbón del sistema es reemplazada por una combinación de generación entre centrales en base a GNL y diésel, siendo mayor o menor el despacho de centrales diésel según los niveles de indisponibilidad de ciclos combinados y la condición hidrológica”, indica el infrome.

Y concluye: “En el Escenario B1, de retiro de unidades a carbón al año 2025, en la hidrología media, de igual forma se despacha un porcentaje relevante de unidades Diesel, alcanzando un costo marginal del orden de 200 USD/MWh, en las horas de noche. Por su parte, los resultados obtenidos en escenarios de indisponibilidad de GNL en ciclos combinados, con suministro limitado de unidades diésel e hidrología seca, alcanzan, en algunas horas de noche, valores del orden de 570 USD/MWh, y promedios diarios cercanos a los 390 USD/MWh”.

El tercer análisis se denomina ‘Estudios de Seguridad Operacional’, donde “se analiza y compara la situación operacional del sistema eléctrico en los años 2021, 2022 y 2026 con el objetivo de verificar el cumplimiento de los criterios de seguridad y calidad de servicio establecidos en la normativa técnica vigente”.

Allí se indica que el año que viene y el próximo no habrán mayores contratiempos. Los problemas podrían llegar en 2026: “con el retiro de servicio del resto de las centrales a carbón, se observan para la Zona V Región Costa inconvenientes para preservar el criterio N-1. En la medida que se concrete la obra de S/E La Pólvora, se requerirá de la operación desenmallada en 2 subzonas. La subzona de Agua Santa y La Pólvora se operaría con criterio N-1, sin generación local forzada, en cambio la subzona de Ventanas y Quillota requeriría de generación local en base a Diesel para operar con criterio N-1”, advierte el documento.

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