Expertos entregaron claves para la modernización del sistema eléctrico chileno
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En el marco de un desayuno organizado por Aela Energía para la prensa, en el cual se dieron a conocer los avances de sus proyectos eólicos y la pronta inauguración de dos de éstos, Sarco y Aurora, se trataron temas que serán tendencia en 2019 como son la descarbonización y la flexibilidad del sistema eléctrico.

Javier Bustos, jefe de la División de Prospectiva y Análisis de Impacto Regulatorio del Ministerio de Energía, comentó sobre el trabajo de la mesa de retiro de centrales a carbón, que nace del compromiso voluntario de las cuatro compañías que trabajan con generación de este tipo. La meta declarada por la Ministra de Energía es tener firmado un acuerdo con las empresas con cronograma voluntario de retiro de centrales durante el primer semestre de 2019.

Con respecto al cierre de las centrales, el experto sostuvo que la experiencia en UK, Alemania y otros países ha sido partir gradualmente por el cierre de las centrales más antiguas e ineficientes.  Esto ha permitido que la reducción del empleo sea socialmente aceptable y el efecto en precios de electricidad sea manejable.

En Chile “también esperamos hacerlo de manera gradual, pensando principalmente en el empleo y la reconversión o cierre de las plantas” señala Bustos. En cuanto al efecto en el empleo tras el retiro del parque completo a nivel nacional, sostiene que los afectados estimados serían alrededor de 4.000 trabajadores directos (contratados y subcontratados), además de 9.000 empleos indirectos a lo largo de todo el proceso de cierre. “Es por esto que el plan de retiro debe incluir un acompañamiento para la transición laboral de los trabajadores de las centrales”. Tocopilla será la primera comuna donde existirá retiro de centrales durante el año 2019.

Actualmente, en materia de calidad del aire, de las 6 comunas con centrales a carbón, 4 son zonas latentes o saturadas: Huasco, Tocopilla, Coronel, Concón-Quintero-Puchuncaví.

Según los resultados de estudios realizados para la Mesa, si las plantas actuales se quisieran reconvertir los costos de inversión referenciales se encuentran entre los 50-231 USD/kW para reconversión a gas natural y entre 473–1.212 USD/kW para reconversión a biomasa.

Respecto al efecto del retiro en los costos marginales, estudios del Coordinador Eléctrico Nacional indican que, dependiendo del programa de retiro, en el corto plazo podría significar aumentos relevantes por las nuevas inversiones requeridas, pero con disminuciones a posteriori, gracias a los bajos costos operacionales de las centrales ERNC.

Un dato relevante es que el impacto en precios de la electricidad puede ser importante en las comunas donde se retirarán las centrales, toda vez que por la ley de equidad eléctrica existe una reducción en la cuenta de las comunas con generación eléctrica significativa.

En relación a las emisiones de gases efecto invernadero, los estudios arrojan que en el escenario con retiro, las emisiones de CO2 asociadas a la generación eléctrica, disminuirían más de un 80%.

En el encuentro participó también Rodrigo Moreno, académico de la Universidad de Chile y experto en temas de flexibilidad energética, quien dio cuenta de cuáles son los cambios que debe hacer el sistema eléctrico chileno para apalancar la fuerte penetración de ERNC, sumado al retiro gradual de las centrales a carbón.

“En nuestro sistema tenemos un 18% de generación renovable, no obstante, éste está saturado. Durante el 2018 el sistema vertió del orden de 550 GWh de ERNC que no pudo absorber, por lo que se desechó el equivalente a una planta solar de 220 MW”, señaló el académico.

Además, presentó un set de soluciones ya estudiadas para darle mayor flexibilidad al sistema. “Desde el lado de la generación, las soluciones podrían ser transformar alguna de nuestras centrales de reservorio en embalses de bombeo y darle mayor capacidad de regulación a las hidráulicas de pasada. En transmisión, es necesario implementar una operación más activa apoyada en control topológico activo, tecnologías FACTS y HDVC para reducir los vertimientos. Hemos estimado que estas tecnologías flexibles de transmisión pueden producir un ahorro del orden de 90% en términos de vertimiento ERNC”. En almacenamiento, señala que al año 2030 Chile necesitaría alrededor de 2000 MW de almacenamiento para poder operar eficientemente (especialmente en el norte).

El experto sostiene que estas soluciones para otorgarle flexibilidad al sistema no han avanzado aun porque “actualmente, no existen los incentivos adecuados para la entrega de flexibilidad, ni en los mercados de corto plazo ni largo plazo, ya que lo que se premia es esencialmente la producción de energía”, enfatizó Moreno.

Proyectos Aela Energía

En el encuentro, además expuso Daniel Garrido, gerente comercial de Aela Energía, quien conversó sobre las tendencias de ERNC a nivel mundial y local y sobre el estatus de sus proyectos eólicos.

Garrido señaló que la compañía está pronta a concretar la construcción de sus proyectos Parque Eólico Sarco, en la Región de Atacama y Parque Eólico Aurora, en la Región de Los Lagos, con lo cual materializará un portafolio de 332 MW de capacidad instalada. Este hito posicionará a Aela Energía como la tercera compañía a nivel nacional con capacidad instalada en ERNC.

La inauguración del Parque Eólico Sarco se prevé para mayo y la del Parque Eólico Aurora para junio.

 

 

 

 

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