¿Puede Chile acelerar el retiro de centrales a carbón sin impactar el precio de la energía?

Mientras Chile analiza opciones para acelerar el retiro total de las centrales a carbón de la matriz eléctrica, surgen nuevas oportunidades para contribuir a que el país consiga operar de manera segura y asequible un sistema compuesto en gran parte por producción eólica y solar variable.

Un informe de Wärtsilä Energy propone al país adelantar el objetivo de descarbonización de 2040 a 2030, lo que sería un término medio que considera tanto los compromisos climáticos como la estabilidad y seguridad del suministro energético.

Fundamentalmente, esto podría lograrse sin aumentar significativamente el costo de la electricidad, según el informe, al tiempo que se reducen las emisiones del sector de energía eléctrica del país en un 85%. 

Un proyecto de ley que prohibiría la operación y construcción de centrales térmicas a carbón después de 2025 se encuentra en discusión en el Senado.

Según el director general ejecutivo de Wärtsilä Chile, Alejandro McDonough, una de las claves del proceso de descarbonización está en asegurar que alcancen a materializarse una serie de inversiones que son necesarias para viabilizar un sistema con una creciente participación de energía eólica y solar.

BNamericas conversó con el ejecutivo, uno de los autores del informe, para analizar el potencial de un proceso de transición energética acelerado.

BNamericas: El nuevo reporte de Wärtsilä analiza el camino hacia la carbononeutralidad en varias regiones del mundo como Alemania, India y el estado de California. ¿Cómo se compara la transición de Chile con la de estas otras regiones? ¿Qué ventajas o desventajas se observan?

McDonough: Hace más de diez años que Wärtsilä está modelando sistemas alrededor del mundo con distintas herramientas. Plexos es un sistema de computación que utilizamos últimamente para incorporar las variables del sistema y proyectar distintos escenarios sobre cómo puede evolucionar, en todos los casos explorando la creciente participación de energías renovables. Últimamente también estamos mirando hacia un escenario de carbononeutralidad.

Las ventajas de Chile son bastante evidentes. Primero por la parte física: los recursos que tiene Chile en el norte; la gran radiación solar, única en el mundo; y su gran potencial eólico en el sur, sumada a toda la base instalada de energía hidroeléctrica, la capacidad geotérmica y mareomotriz.

Hay un potencial enorme y esa es una de las grandes particularidades de Chile cuando se compara con los otros países que hemos analizado.

Otro aspecto muy importante es el acierto que han tenido algunas ventanas que abrieron para que las energías renovables se volvieran competitivas. Hace algunos años se modificaron las licitaciones de las distribuidoras, que deben obligadamente contratar energía a largo plazo. Esas licitaciones exigían antes proveer las 24 horas, y un cambio sustancial que se dio en el mercado y que fue un gran impulsor para las energías renovables fue el haber parcializado el día en bloques horarios. De esa manera, se dio la puerta de entrada principalmente para la energía solar, que, con el bloque horario que se definió de 8:00 a 17:00, tuvo un horario para poder lucirse, por así decir. Esto fue un gran acierto.

No tiene que ver solo con la calidad de los recursos, sino con una apertura del mercado en esa dirección. Esta simple modificación impulsó las energías renovables hace cinco o seis años.

BNamericas: En el informe Wärtsilä propone adelantar el retiro total de las centrales a carbón de 2040 a 2030 y no a 2025, como se establece en la propuesta a punto de discutirse en el Senado. ¿Es significativa esta diferencia de cinco años?

McDonough: Todos queremos que [la matriz] se descarbonice lo antes posible y que retiremos no solo las plantas de carbón, sino las de diésel, que son un elemento fuertemente contaminante, y dejar todo el espacio para las energías renovables.

El tema es que no hacerlo con la debida instalación previa, la debida preparación, puede ser muy contraproducente. Nosotros apostamos hacia 2030 como un escenario posible y para ese escenario deben hacerse inversiones. 

La matriz energética hoy funciona con 10.000MW instalados de energías renovables, 5.000MW de carbón y otros 4.000MW de gas, entre ciclos combinados y ciclos abiertos. Durante las horas diurnas, las plantas solares suministran todo lo que pueden, pero en la noche necesitamos un backup, un balanceo para esa energía que no va a estar. Y ese balance hoy lo proveen principalmente las carboneras, que tienen un gran defecto: como no tienen la flexibilidad de arrancar y parar rápidamente, cuando arranca una carbonera, lo hace en alrededor de dos o tres días, y pararla tiene que seguir una secuencia, no puede ser de inmediato. Por eso, las carboneras quedan funcionando. 

Retirar el carbón hoy significaría reemplazar esos 4.000MW con otro tipo de generación flexible, que es lo que proponemos y creemos que es factible para 2030 o quizás antes, siempre y cuando esta generación flexible sea instalada.

Y creemos que debe haber también instalaciones de líneas de transmisión, porque los puntos de generación de energía no son iguales a los que tenemos hoy: están en medio del desierto de Atacama o en lugares alejados de donde están hoy las unidades productoras de energías, que es en la costa, donde están las carboneras.

De alguna manera, hay que cablear nuevamente Chile: hacer sistemas robustos para evacuar la energía del norte hacia el centro, desde el sur hacia el centro también, para abastecer energía a los principales focos de demanda desde aquellos lugares donde se está generando la energía con recursos renovables.

Nosotros apuntamos a esto. Un retiro prematuro de las centrales de carbón genera daños grandes, y no creemos que 2025 sea la fecha. Lo vemos muy inconveniente que se propicie e2025 sin antes hacer las inversiones. Ese es el camino crítico. 

Hechas las inversiones, se pueden desconectar las plantas a carbón. Esto supone instalar muchas baterías y sistemas flexibles de generación a gas, motores que pueden arrancar y parar muy rápidamente, en cuestión de minutos, y en un minuto detenerse por completo.

BNamericas: El reporte menciona que las plantas térmicas que se utilizan en Chile, incluidos los ciclos combinados, no son necesariamente las más adecuadas para acompañar a la energía variable. ¿Qué alternativas existen que pudieran cumplir mejor ese rol?

McDonough: Los ciclos combinados, al utilizar una turbina de gas por su naturaleza y para lograr eficiencias, manejan altas temperaturas: en la cámara de combustión llega a 1.500°C aproximadamente. Al arrancar, va de 40°C a 1.500°C en una o dos horas. Esto le produce un estrés térmico y mecánico enorme. No son los elementos adecuados para aportar flexibilidad, ni la turbina de gas y menos el ciclo combinado. 

Se ha visto en el sistema y hay experiencia empírica de plantas de ciclo combinado que se decían muy flexibles, pero al momento de tener que hacer balanceo de renovables, los costos de mantenimiento y de arranque son tan altos que no tiene sentido. Los motores a gas, en cambio, que nosotros hacemos y usamos mucho en Gran Bretaña y Estados Unidos, son más similares al motor de un auto: están diseñados para arrancar y parar rápidamente.

BNamericas: ¿Se necesitan señales regulatorias especiales para propiciar la instalación de este tipo de motores y almacenamiento en baterías?

McDonough: Hoy no se está remunerando adecuadamente la flexibilidad. Hay cambios regulatorios que se están dando, por ejemplo, el reglamento de potencia de suficiencia que está en consulta pública; pero no se remuneran adecuadamente esos atributos.

Lo que se ha dicho en la mesa de potencia de suficiencia, en la cual participamos, es que eso se va a tratar en un segundo capítulo regulatorio, que es el de flexibilidad. Creemos que falta regular o dar señales de precio para que haya gente que pueda invertir en forma segura en este tipo de iniciativas.

Algunos dicen que el negocio de servicios complementarios podría ser una remuneración, pero así como funciona hoy en día ese mercado es 100% merchant, y es difícil poner una inversión grande solamente al riesgo del mercado. Se necesita estabilidad o señales de remuneración adecuadas para rentabilizar estas plantas. En ese sentido, falta.

BNamericas: Un elemento crucial del proceso de descarbonización tiene que ver con los precios. ¿Cómo se puede manejar este cambio tecnológico, con toda la nueva inversión que se necesita, sin impactar significativamente los precios de energía del sistema?

McDonough: Si uno piensa en el precio de la energía y se pregunta ¿hoy qué estamos pagando? Estamos pagando por carbón y por gas en forma de energía base, a diferencia de lo que planteamos nosotros, que es pagar por gas solo en los momentos que necesita el sistema, no durante las 24 horas. 

El sistema proyectado a 2030 estaría funcionando con una gran cantidad de energías renovables que no tienen costo variable. Lo que hay que pagar es la inversión. En el escenario que estudiamos, vemos un mínimo incremento de costos en el sistema para 2030 porque la energía base pasa a ser la energía renovable. 

Esa composición en 2030, sin nada térmico en la base, es semejante a lo que estamos pagando hoy, porque la energía que balancea el sistema estaría entrando por una hora, dos horas, cuando se dan momentos en que baja el sol y empieza a subir la demanda, por ejemplo. El costo de combustible es por lo tanto muy bajo. 

Proyectando hacia 2050, y ahí hay una serie de supuestos que son más inciertos, existe el potencial de reducir de manera importante los precios, y existe también la posibilidad de introducir combustible de hidrógeno derivado, producido con los excedentes de energías renovables.

Lo más destacable es esta proyección según la cual se puede tener un 84% de reducción de las emisiones del sistema eléctrico a 2030 y prácticamente el mismo precio. Esa es el anuncio más importante de este estudio.