La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.) mostró los resultados de la primera fase del estudio «Ruta de Referencia para Alcanzar Cero Emisiones en el Sector de Generación de Energía Eléctrica en Chile», encargado a la consultora SPEC, en colaboración con el Instituto de Sistemas Complejos de Ingeniería (ICSI).
Los datos exhibidos corresponden a la etapa «Escenario sin carbón al 2025», que se presentaron a una audiencia compuesta por especialistas del sector, entre autoridades, consultores y académicos.
«Para lograr esta transición, es necesario contar con una mirada de largo plazo, que vaya más allá de la salida del carbón, identificando los factores clave para lograr el objetivo final. Entender cómo afectan, por ejemplo, la velocidad de inversión en centrales renovables, las restricciones de transmisión, las barreras para el ingreso de nuevas tecnologías, el almacenamiento de energía o la flexibilidad del sistema, entre muchas otras variables», destaca Carlos Finat, director ejecutivo de Acera.
Resultados
Según indica la investigación, para el desarrollo de infraestructura ERNC, «se requiere que en el periodo 2022-2025 se pongan en servicio alrededor de 8.000 MW adicionales a los ya comprometidos, que corresponden en torno a 10.000 MW», de los cuales 1.000 MW se necesitan para sistemas de almacenamiento.
«Para adaptar el sistema, en el período 2022-2025, dada la incompatibilidad de los tiempos de desarrollo de tecnologías como CSP y bombeo hidráulico, va a requerir una fuerte expansión del parque de generación eólico. Si no se llegara a adaptar el sistema en términos de la capacidad instalada, se requeriría un uso significativamente mayor de generación diésel, pudiendo llegar a ser del orden de seis veces a lo utilizado en el año 2020», señala el estudio.
Se sostiene que para que este volumen de potencia entre en operaciones, es necesario que las políticas regulatorias consideren aspectos como el reconocimiento de la remuneración por capacidad, el aumento programado del impuesto a las emisiones, la incorporación de las ERNC al mercado de servicios complementarios y cambios regulatorios para los sistemas de almacenamiento, entre otros.
Otra conclusión que se plantea es que el sistema eléctrico sea capaz de asegurar el suministro de combustibles como gas y diésel: «El primero es requerido para complementar la variabilidad intra-diaria de las renovables solar y eólica, y se requiere de manera permanente durante el año para complementar la variabilidad hidrológica. El diésel deberá hacer frente a escenarios extremos de indisponibilidad eólica-solar».
En materia de transmisión se sostiene que las congestiones del sistema de transmisión podrían producir recortes anuales de generación ERNC del 6,36%, las que podrían ser gestionadas mediante sistemas de almacenamiento, como activo de transmisión. Actualmente, no hay proyectos de estas características dentro del plan de expansión.
También se explica que el sistema requerirá que la hidroelectricidad tome un rol fundamental en el aporte a la flexibilidad operacional intra-diaria, por lo que se requerirá de cambios «en estrategias y plataformas para la operación y despacho de los recursos, y poner atención a posibles conflictos con otros usos del agua e impacto en los ecosistemas locales».
«Desde el punto de vista de la estabilidad de tensión del sistema ante salidas intempestivas de líneas de transmisión, se requieren recursos adicionales que no pueden ser del todo provistos por centrales ERNC y que requieren inversiones adicionales», se agrega.
Finalmente se afirma que el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), «deberá iniciar urgentemente un proceso de mejora de la modelación dinámica del sistema, en particular de las centrales renovables, para identificar tempranamente condiciones críticas de operación y estrategias de solución que aprovechen al máximo las capacidades de las ERV».