La descarbonización de nuestra matriz energética y un empleo más intensivo de energías intermitentes (solar y eólica, principalmente) obliga a pensar un régimen de transición que considere, entre otras variables, precios competitivos, seguridad y suficiencia en el abastecimiento de electricidad.
A este respecto, se plantea el desarrollo de múltiples fuentes energéticas que pueden brindar una solución apropiada, tales como las plantas solares de concentración, el almacenamiento de energía, geotermia y, finalmente, las centrales a gas. De todas estas fuentes energéticas, es evidente que, en el corto y mediano plazo, son las centrales a gas las que podrían resultar económicamente más atractivas.
No obstante lo anterior, las centrales termoeléctricas a gas natural, siendo sustancialmente menos contaminantes que las centrales a carbón o a petróleo, generan igualmente algunas reticencias ambientales que, con el tiempo, podrían transformarse en hostilidad declarada. Esto lo sabe cualquier inversionista y, por lo mismo, resulta adecuado explorar fórmulas que aseguren la sustentabilidad de sus proyectos.
En paralelo, comienza a posicionarse en la vitrina pública la posibilidad de desarrollar en Chile centrales de hidrógeno. Estas plantas generadoras tienen la virtud de ser cien por ciento renovables y limpias, empero, aun cuando los costos de producción están bajando en forma sistemática, en especial por la caída en los precios de la energía eléctrica (solar y eólica), que representa el 70% de sus costos totales, es probable que recién hacia el año 2030 la producción de energía eléctrica en base a hidrógeno alcance precios competitivos.
¿Es necesario esperar hasta entonces?
Una alternativa que podrían barajar los inversionistas es el desarrollo de plantas a gas que combinen el gas natural con el hidrógeno. Un ejemplo de esta fórmula híbrida es la colaboración entre Mitsubishi Hitachi Power System (MHPS) con Intermountain Power Agency (IPA), de Utah, para el desarrollo del tren de fuerza de una turbina a gas que le permita a IPA transformar una central a carbón a una central a gas. Así, el año 2025, fecha estimada para el inicio de la operación comercial de la nueva planta localizada en Delta, Estado de Utah, se empleará un 30% de hidrógeno y un 70% de gas natural, para evolucionar gradualmente a ser una planta 100% de hidrógeno hacia el año 2045. Es decir, IPA se propone una transición de 20 años para operar una planta de hidrógeno que genere 840 MW y, así, beneficiar a consumidores localizados en los Estados de California y Utah.
Lo novedoso de esta fórmula híbrida es que se aprovecharán las ventajas económicas que, en la actualidad, poseen las centrales a gas natural y, a la par, se aseguraría la sustentabilidad de las inversiones, en la creencia fundada que la producción de hidrógeno verde alcanzará precios más competitivos en unos años más, lo que permitirá -a su vez- sustituir el gas contaminante.