Revista Electricidad Nº232

julio de 2019

Retiro de centrales a carbón: los alcances técnicos

Los especialistas consultados por ELECTRICIDAD indican la necesidad de reforzar el diseño de la red de transmisión, especialmente en la zona de Quintero-Puchuncaví, cuando entren a retiro las unidades 1 y 2 de la central Ventanas entre 2022 y 2024.

El rediseño de la red de transmisión es el principal desafíos que advierten los especialistas ante el proceso de retiro de las ocho centrales termoeléctricas de la matriz energética nacional en los próximos cinco años, el cual se inició el mes pasado con la desconexión de las unidades 12 y 13 de la Central Tocopilla de Engie Energía Chile, en el marco del proceso de descarbonización acordado entre el Ministerio de Energía y las empresas generadoras.

Sobre la desconexión de las dos unidades de Tocopilla, el presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional, Juan Carlos Olmedo, indicó durante la ceremonia en que se realizó la salida de ambas unidades, que este proceso se concretó mediante la apertura de los interruptores principales que conectaban a las unidades con el sistema eléctrico.

“Una vez que se ha efectuado el hito de apertura de interruptores, se elimina a la central de lista de la programación de la operación y de las transferencias económicas de energía y potencia”, dijo el ejecutivo, añadiendo que esto “se compensa con otras unidades generadoras disponibles en el sistema, según el orden de mérito en base a los costos variables de generación a contar del día y hora en que se efectuó la desconexión”.

Andrés Salgado, socio director de ENC Energy Consultants. Foto: Gentileza ENC Energy Consultants.

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Desconexión

Andres Salgado, socio fundador de ENC Energy Consultants, señala que el proceso de retiro habitual de estas centrales implica el apagado de la caldera con lo que se deja de producir el vapor que mueve las turbinas generadoras de electricidad.

“En general, la central queda en condiciones de ser despachada nuevamente en caso de que el sistema lo requiera, pero ello toma algunas horas o días dado que se requiere de un proceso para volver a calentar la caldera”, explica.

Luego de la desconexión, se debe definir qué hacer con la infraestructura en desuso, como indica Daniel Salazar, socio director de energiE:

“Si no es posible reutilizar la infraestructura para otros usos, una opción es el desmantelamiento -decommissioning- lo cual involucra costos que pueden variar mucho dependiendo del tipo de planta, tamaño de la misma, consideraciones ambientales, entre otros, pero que pueden fácilmente ubicarse en el rango de US$15 a US$20 millones”.

Eso sí, el acuerdo de descarbonización contempla el Estado Operativo de Reserva Estratégica (ERE), en que las centrales que estén bajo mantenida, lubricada, protegida y con un stock de combustible para que esté en condiciones de ser operada, lo que será necesario hasta que la central deba salga definitivamente del sistema. Es decir, al término del estado operativo ERA, el cual no puede superar los cinco años”.

Daniel Salazar, director ejecutivo del Coordinador Eléctrico Nacional. Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Transmisión

El retiro de las unidades 1 y 2 de las central Ventanas, de AES Gener, en la zona de Quintero y Puchuncaví, contemplado para 2022 y 2024, respectivamente, plantea un reto para en cuanto al refuerzo de la transmisión en esa zona.

“Las unidades de Ventanas operan al interior del sistema eléctrico de la Región de Valparaíso y los estudios realizados por el Coordinador no muestran una afectación relevante en el uso del sistema de transmisión de la zona de Puchuncaví, pero menciona el caso del tramo San Luis – Agua Santa 220 kV como el que presentaría la necesidad de ampliarse en forma anticipada a lo que ya se esperaba. Por otra parte, según nuestros análisis esa zona requerirá algunos refuerzos en líneas y transformadores junto los que ya se encuentran planificados”, afirma Andrés Salgado.

Para Daniel Salazar, si ambas unidades salen del sistema, “se degrada la seguridad del subsistema que atiende esta zona, y la deja vulnerable a cortes y apagones en caso de fallas en la red, por lo que el principal desafío es, definir, licitar, adjudicar, y construir la solución de transmisión que de robustez a la red existente en la zona”.

Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional. Foto: Gentileza Coordinador Eléctrico Nacional.

Esto es compartido por Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadoras de Chile. “Las principales fuente de generación a carbón se sitúan en pocos lugares muy específicos en la costa, mientras que las nuevas fuentes serán de energías renovables, las que se encuentran ampliamente extendidas por el territorio, lo que implicará robustecer y ampliar las redes.

La construcción de nuevas líneas requiere de una adecuada planificación, diseño del trazado y luego un buen proceso de relacionamiento con comunidades y la construcción de estas”, concluye el dirigente gremial.

Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadoras de Chile. Foto: Archivo ELECTRICIDAD.