Un eventual escenario a futuro de riesgos de racionamiento, congestión en la transmisión y un aumento en los costos marginales que terminarían impactando las tarifas eléctricas son los principales efectos que prevé Systep Ingeniería si es que se aprueba el proyecto de ley de descarbonización acelerada que se tramita en el Congreso, en que se propone el cierre del parque termoelétrico a carbón a 2025, con el cese de operaciones inmediato para las centrales que tengan actualmente más de 30 años de antiguedad.
De acuerdo con el reporte mensual de la consultora, se evaluaron los riesgos que podrían emanar del retiro
abrupto de centrales carboneras, según el cronograma del Proyecto de Ley, realizando simulaciones de la operación del sistema eléctrico y la tarifa para clientes residenciales hasta 2031. «En este ejercicio se consideraron alrededor de 1,5 GW en centrales renovables de reemplazo actualmente en desarrollo, asociadas a la primera fase del plan de descarbonización, pero sin asumir reemplazo por el retiro adicional que impondría el Proyecto de Ley», se precisó.
Es así como el análisis sostiene un cambio por descarbonización acelarada podría generar «cambios a nivel de despacho (producción por tecnología), riesgos de racionamiento, flujos de transmisión y costos marginales».
Racionamiento
«Para evaluar el riesgo de racionamiento se calculó el “margen de reserva ajustado” para los escenarios base y de retiro anticipado. El retiro anticipado de termoeléctricas a carbón del sistema resulta en un margen de reserva promedio para el periodo 2026-2031 de 1,4 para horas de día y 1,2 para horas de noche, lo que representa una caída de 16% y 18% respecto del caso base. Sin embargo, para una condición hidrológica seca, como la probabilidad de excedencia 95% (año hidrológico 2016/17), el margen de reserva durante horas de noche cae a 1,1 en promedio entre 2026 y 2031», señala el reporte.
«Esto significa que la capacidad de generación disponible es sólo 10% mayor a la demanda máxima, lo que implica un alto riesgo de insuficiencia ante aumentos de demanda y menor disponibilidad de recurso primario (agua, sol y viento además de combustibles), en conjunto con la falla de alguna gran central de generación o elemento de transmisión. De hecho, las simulaciones resultan en racionamiento de la demanda a partir de 2029, alcanzando 18 días el 2031 (5% de las horas del año) en una hidrología seca (probabilidad de excedencia 95%). Este potencial racionamiento destaca la importancia de desarrollar nuevas centrales a fin de acotar la probabilidad de ocurrencia de eventos de falla en el suministro. Un contexto de precios más altos y menor confiabilidad de suministro podría ir en contra del impulso que la autoridad busca dar a la electrificación de la calefacción y el transporte», se añade.
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Transmisión
La cierre adelantado para todo el parque termoeléctrico a carbón, según Systep, también produciría nuevos escenarios de congestión en la transmisión: «Por ejemplo, si en el caso base se esperan importantes flujos desde la zona norte al centro (por producción solar en el día y carbón en la noche), el retiro total de las carboneras implica inversión de flujos durante horas de noche (desde el centro al norte), y una mayor probabilidad de congestión entre ambas zonas».
Y se agrega: «Las mayores necesidades de transmisión destacan la criticidad del proceso de planificación, dados los extensos plazos de desarrollo para obras de gran envergadura, por ejemplo, sobre 10 años para la línea HVDC entre Antofagasta y Santiago».
Costos marginales
Systep indica que el retiro anticipado del carbón también «resultaría en un alza de los costos marginales promedio del sistema del orden de 104% en el corto-mediano plazo, como consecuencia del mayor despacho de centrales a gas y diésel (con un mayor costo variable en comparación a las carboneras). A nivel mensual, el costo marginal
aumentar hasta en 124 US$/MWh, en condiciones hidrológicas muy secas».
Se explica que, por ejemplo, este aumento de costos marginales aumentaría en 101% los costos de retiro promedio «que deben asumir los suministradores de los contratos para clientes regulados que vencen posterior al 2025, observándose un comportamiento similar en el caso de los clientes libres».
En las conclusiones del reporte mensual se indica que, si bien es «muy probable que haya espacio para adelantar la descarbonización, es necesario que el proceso esté acompañado de una planificación de largo plazo y políticas progresivas, basadas en análisis técnicos, económicos, ambientales y sociales».