¿Qué debemos hacer para producir energía en 2025 sin carbón, a un precio razonable y con una seguridad razonable? Esta fue una de las consultas que un inédito estudio intentó responder. Y sí, es posible, pero requiere de un esfuerzo adicional para acelerar las inversiones.

'Análisis y propuesta de una ruta de referencia para alcanzar cero emisiones netas en el sector de generación de energía eléctrica en Chile' es el informe encargado por la Asociación de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera) a la consultora SPEC, en colaboración con el Instituto de Sistemas Complejos de Ingeniería (ISCI).

En un contexto en el que el cambio climático dejó de ser una amenaza para transformarse en una realidad del día a día es relevante que el sector energético se vuelque hacia una matriz cero emisiones, dado que es el rubro que más aporta a las emisiones de gases de efecto invernadero en Chile así como también es un importante emisor de otros gases y material particulado que impactan en la contaminación local. 'Tanto la generación de electricidad como el sector transporte representan el 75%-80% de las emisiones', explica Darío Morales, director de Estudios del gremio que reúne a las empresas renovables.

No se parte de cero. Las empresas y el gobierno acordaron un plan de descarbonización al 2040, con varias unidades saliendo antes; mientras en el Parlamento se tramita un proyecto que elimina las centrales a carbón a partir de 2025.

¿Qué concluye el informe?

Que en caso de que prospere la iniciativa del retiro de la totalidad de las centrales a carbón al 2025 se requerirá triplicar la capacidad instalada de energías renovables. A los 10 mil MW existentes y una cantidad similar en carpeta para desarrollar hasta 2025 se necesitarán otros 8.000 MW. 'Las estimaciones realizadas muestran que para adaptar la matriz de forma eficiente ante la salida acelerada de unidades de carbón se requiere el rápido desarrollo de energía eólica distribuida a lo largo del país (+5,7 GW)'. Asimismo, se requeriría la incorporación de 1 GW de almacenamiento en la zona del Norte Chico para alivianar restricciones de transmisión, además de la incorporación de más de 1 GW de energía solar fotovoltaica cercana a los centros de consumo.

'Hay una brecha de la potencia renovable que hoy está comprometida de aquí a 2025 versus la potencia renovable que se requiere a ese año si no está el carbón para que el sistema funcione de manera adecuada', detalla Darío Morales.

En recursos implica una inversión de unos US$ 9.000 millones si es que la salida de las centrales a carbón se da el 2025. Si fuese hacia 2030, el esfuerzo sería menor, de US$ 5.800 millones adicionales en inversiones entre 2022 y 2026.

Además, el documento concluye que se requiere asegurar la presencia de gas natural para generación de manera relevante durante todo el año, de manera de evitar el uso de diésel, y que es necesario incentivar la incorporación del almacenamiento de modo de aplacar parte del alza de los costos marginales en horas no solares, reducir la congestión en horas solares, y también limitar la necesidad de despachar intensivamente centrales de respaldo diésel en eventos de baja extrema de generación solar-eólica. Por otro lado, el sistema requerirá que la hidroelectricidad tome un rol fundamental en el aporte a la flexibilidad operacional intradiaria.

¿Cómo se triplica la capacidad de energías renovables?

Para lograr que entren en operación los volúmenes de renovables que se requieren es fundamental tener políticas regulatorias aún más agresivas, que incentiven la instalación de este tipo de fuentes, dice el reporte.

Una de las formas es la relativa al impuesto a las emisiones. Hoy hay centrales renovables que deben pagar impuesto de compensación a las emisiones, pese a que no sean emisores, lo que requiere un cambio de la regulación, comentan en Acera. Adicionalmente, dicen, se debe aumentar el impuesto a las emisiones de manera progresiva.

¿Qué pasa con los problemas de almacenamiento y transmisión de energía?

Uno de los problemas o desafíos que presenta el sistema de generación de electricidad hoy es la incapacidad de almacenar la energía producida por fuentes que son intermitentes, como la solar o la eólica. Existen operaciones incipientes, debido a los aún elevados costos. El documento concluye que entre 2022 y 2025 se requerirá la instalación de al menos 1.000 MW en sistemas de almacenamiento.

Respecto a las congestiones del sistema de transmisión establece que se producirán recortes anuales de generación ERNC del 6,36%. Estas congestiones podrían ser gestionadas mediante capacidad de almacenamiento, como activo de transmisión. Actualmente, no hay proyectos de estas características dentro del plan de expansión.

¿Qué pasa si no se adapta el sistema a la nueva demanda sin oferta de carbón?

'Si no aceleramos el paso en inversiones renovables, vamos a estar operando un sistema bastante más frágil, bastante más caro y eventualmente más contaminante', asegura el ejecutivo de Acera.

De no construirse los 8 GW de potencia ERNC antes del retiro de las centrales a carbón al 2025, el sistema quedaría 'desadaptado', explican desde Acera. Esto implica que los costos marginales, es decir, cuánto cuesta transar y producir la energía, podrían subir un 60% respecto de los observados en 2020, con valores promedio permanentemente sobre los US$ 100 /MWh.

Como referencia, 'la licitación que se acaba de adjudicar tiene precios mínimos de US$ 13 y promedio algo por sobre los US$ 20. Entonces tener costos marginales de US$ 100 es muy alto. Estamos retrocediendo 10 años en términos de precios', ejemplifica Morales.