Todos los procesos de descarbonización se enfrentan al dilema de cómo avanzar en una agenda clara y consistente de retiro del uso del carbón en la generación eléctrica, al mismo tiempo que ello no afecte la seguridad y calidad del sistema eléctrico y constituya una alternativa costo-eficiente. Cuando en Chile se llegó al acuerdo público-privado para el retiro de unidades a carbón en 2019, aproximadamente el 40% de la generación dependía de dicho combustible, por lo que surgieron interrogantes sobre cómo se podría avanzar sin poner en riesgo la seguridad de suministro. Después de tres años, el compromiso original de cierre se ha acelerado, pasando de una meta inicial de cierre de 1 GW de centrales a carbón al 2026, lo cual representa un 20% de la capacidad instalada del combustible, a más de 3 GW, lo que representa un 65% del total conectado. No obstante, el proceso no ha estado exento de dificultades e incertidumbre respecto de cómo alcanzar en forma segura y eficiente los objetivos propuestos. Esto brinda la oportunidad de rescatar aprendizajes para el resto de los países de América Latina y el Caribe que se están embarcando en el camino hacia una transición energética.
¿Qué sucedió en Chile a raíz de las medidas de retiro? Nueva capacidad de generación de reemplazo
Asegurar la inversión en nuevas centrales debe ser una de las primeras acciones a desarrollar ante un retiro masivo de capacidad de generación. A nivel macro, es destacable el compromiso de Chile, donde el carbón pasó de representar el 40% de la generación en 2018 a un promedio del 15% para finales del 2022. El gobierno facilitó el libre mercado, con regulaciones que contribuyeron a la transparencia y competencia, lo cual ofreció la confianza necesaria para que inversionistas entraran en un mercado donde las energías renovables no contaban con subvenciones.
A nivel sectorial, la regulación propició la inversión de nueva capacidad, por ejemplo, mediante licitaciones por contratos de suministro de largo plazo, las cuales entre 2021 y 2022 adjudicaron más de 3.000 GWh en suministro renovable, lo que representa un 4% del consumo nacional. Incluso, el mismo anuncio por parte del gobierno al retiro del carbón, abrió un espacio adicional a la energía renovable, ya que las empresas generadoras con contratos de suministro empezaron a invertir en capacidad de reemplazo para abastecer sus obligaciones futuras. Así, entre el 2020 y 2022 ingresaron 2.2 GW en centrales eólicas y 5,5 GW en centrales solares, cifras del mismo orden de toda la potencia, de dichas tecnologías, que había entrado hasta esa fecha al sistema.
Entre el 2019 y 2023 se han desconectado 8 unidades de un total de 28 a carbón, totalizando 1,4 GW. Esta acción tuvo un impacto significativo en la nueva generación renovable y la capacidad existente en otras tecnologías que permitieron satisfacer la demanda, sin que haya existido nueva capacidad térmica de base que se haya incorporado.
A pesar del retiro, el sistema vio incrementada significativamente su capacidad instalada, pasando de 24,5 GW a 33,2 GW por efecto de nueva capacidad renovable. El complemento para la nueva generación renovable variable provino principalmente de generación hidroeléctrica y a gas natural existente. Es decir, a medida que la generación a carbón fue disminuyendo, las nuevas renovables y la capacidad existente en otras tecnologías, permitieron satisfacer la demanda en forma segura, sin que haya existido nueva capacidad térmica de base que se haya incorporado. Por lo tanto, una de las acciones que ha permitido enfrentar el retiro del carbón en condiciones de seguridad hasta el momento ha sido la instalación masiva de nueva generación renovable, complementada con generación convencional flexible que ya existía en el sistema.
En cualquier caso, la incorporación de nueva capacidad renovable no ha estado exenta de problemas. Su acelerado desarrollo no ha sido acompañado con el mismo ritmo en transmisión y almacenamiento, por lo que el vertimiento solar y eólico alcanzó 1.471 GWh en 2022, representando un 5% de la generación ERNC.
Adaptabilidad del plan de retiro a escenarios de escasez
Las circunstancias a las que se puede enfrentar un sistema eléctrico evolucionan en forma constante, por lo que los niveles de seguridad deben ser los apropiados para afrontar escenarios adversos en forma costo-eficiente. En el caso chileno, en paralelo al proceso de retiro de centrales a carbón, el sistema eléctrico ya enfrentaba los efectos de una prolongada sequía que redujo la disponibilidad de generación hidráulica. La energía proveniente de afluentes para la generación hidráulica se fue reduciendo progresivamente en los últimos 10 años, causando así estrechez energética en el país.
Fuente: Ministerio de Energía, Gobierno de Chile
Teniendo en cuenta la situación, el Ministerio de Energía dictó un decreto por medio del cual estableció medidas preventivas para evitar un racionamiento eléctrico y es una medida para enfrentar el impacto de la sequía en el sistema eléctrico. Adicionalmente, en noviembre de 2021, la Comisión Nacional de Energía solicitó el retraso en 6 meses del retiro de dos unidades a carbón que cerraban ese año, y en mayo del 2022, ordenó mantener en servicio por más tiempo una unidad de 350 MW, la cual iba a dejar de operar ese mismo mes. Las acciones tomadas permitieron que, aún con una importante sequía, no hubiera falta de suministro.
Este es un claro ejemplo de mecanismos de adaptabilidad de procesos en el calendario de cierre de plantas de carbono sin afectar el suministro de energía a lo largo del país. Las referidas medidas se justificaron dada la condición de déficit de las reservas hídricas y la incertidumbre respecto de la generación en base a gas natural y diésel, junto con la constatación del retraso de proyectos de generación y transmisión producto de la pandemia del Covid-19.
El proceso de retiro del carbón en el sistema eléctrico chileno sigue avanzando hasta el momento sin comprometer la seguridad del sistema. Las acciones llevadas a cabo para asegurar capacidad renovable de reemplazo y considerar flexibilidades para adaptar el calendario de retiro a la evolución de las necesidades del sistema, han sido clave en este proceso, sin abandonar el objetivo de descarbonización de largo plazo.
Este blog hace parte de una serie sobre la descarbonización del sector eléctrico en República Dominicana y el apoyo que el BID proporciona al país para avanzar hacia la carbono neutralidad. La descarbonización del sector eléctrico es el primer pilar de la reducción de emisiones de una economía. La República Dominicana ha hecho importantes esfuerzos para avanzar en este sentido, y busca profundizar sus esfuerzos a través de un nuevo programa de inversión financiado por el Accelerating Coal Transition (ACT) investment program del Climate Investment Funds (CIF).
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