A raíz de la guerra en Europa, los países desarrollados han suspendido el retiro de sus centrales a carbón; una manera de asegurar la continuidad en el suministro de electricidad y de limitar los altos costos de generación.

 

Por Cristián Marcelo Muñoz

Recientemente Rusia redujo temporalmente las exportaciones de gas a Europa; la causa es que uno de los principales gasoductos ha entrado en un mantenimiento programado de 10 días. La salida del gasoducto coincide con la mayor demanda de electricidad provocada por una ola de calor que azota a Europa. Prácticamente el 40% del gas que consume Europa proviene de Rusia y ya existen preocupaciones de que de que el continente pueda tener dificultades para almacenar gas a tiempo para el invierno que se aproxima.

Rusia es rica en combustibles fósiles, no sólo posee grandes reservas de gas y petróleo, sino que también es un gran exportador de carbón. Es por eso que las sanciones impuestas sobre Rusia a raíz de la guerra, han presionado al alza los precios internacionales de todos los combustibles fósiles: petróleo, gas natural y carbón. Respecto de 2019, en términos nominales, los precios internacionales del petróleo y del gas se han duplicado, mientras que el carbón y el gas natural licuado spot (GNL) se han quintuplicado. Chile no está ajeno a la guerra, ya que, importa prácticamente todos sus requerimientos de combustible; es así que el precio spot de la electricidad se ha duplicado respecto de 20191. La gráfica siguiente muestra la evolución de los principales índices y del precio spot de la electricidad en Chile – para efectos de comparación se muestra como un equivalente por unidad de BTU–.

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Otra consecuencia es que Europa y Japón están postergando sus metas climáticas y han vuelto al carbón. Alemania y Austria ya anunciaron que más de 8 GW en centrales a carbón retiradas volverán a operar – un par de veces el parque completo de centrales a carbón de Chile –. Holanda relajará el límite que impide que no más de un tercio de su generación sea a carbón e Italia volverá a encender sus viejas plantas. Japón, por su parte, acaba de inaugurar una nueva planta con capacidad de 1 GW.

Chile también ha comprometido metas climáticas y ha apostado por las tecnologías renovables variables: solar FV y eólica. Sin embargo, la generación de electricidad sigue dependiendo fuertemente de los combustibles fósiles; en efecto, en la primera semana de julio de este año, el 50% de la energía provino de estas fuentes: carbón (28%), gas (20%) y petróleo (2%). Esta dependencia seguirá por un buen tiempo, pues, cuando las centrales solares y eólicas no generan, son las centrales termoeléctricas las que deben operar, incluso cuando hay exceso de generación renovable, las que deben verter parte de su generación para dar colocación a la generación obligada de las termoeléctricas2. Se suman las congestiones en el sistema de transmisión, un problema ya frecuente y agravado por los rígidos criterios de seguridad impuestos por el Coordinador y que en buena medida explican la energía no suministrada que resulta de sus estudios de seguridad3. Un problema que en el largo plazo se resuelve con la incorporación de generación renovable 24×7, nuevas líneas, o bien, con sistemas de almacenamiento.

En la siguiente gráfica se puede ver la composición de la operación en julio y los precios spot en las principales barras del sistema. Se observa que la mayor generación de las termoeléctricas y el mayor estrés del sistema se produce en las horas que están fuera del bloque solar – desaparecen más de 4.000 MW del sistema, casi el 50% de la demanda máxima horaria – y que los precios se deprimen durante el bloque solar. Esta forma de operación, característica en sistemas con masiva penetración de energía renovable variable, requiere de una disponibilidad de generación de las centrales termoeléctricas prácticamente en todas las horas en que el Sol no alumbra y conlleva importantes consecuencias regulatorias en la asignación eficiente de los ingresos por potencia de punta.

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En contraste con Europa y Japón, en Chile se planea el retiro de tres importantes centrales a carbón durante 2022. Bocamina 2 y la unidad 15 de Tocopilla serán retiradas a inicios de octubre y en diciembre será el turno de la unidad 2 de Ventanas4. En total se retirarán 0,54 GW del sistema, una capacidad equivalente al 5% de la demanda máxima del sistema y del mismo orden de magnitud de la probable falla en el suministro de los próximos meses que el Coordinador identifica en sus estudios de seguridad.

En el primer trimestre de este año y a raíz del proyecto del Petróleo de Seguridad, en un par de estudios de BdE5,6 sugerimos que asegurar el suministro de electricidad, más bien, implicaba enfocarse en guardar reservas adicionales en los embalses y en asegurar volúmenes de gas de Argentina durante el invierno. Entre abril y mayo el Coordinador logró guardar reservas hídricas adicionales7 y la oportuna gestión de los generadores permitió continuar con gas argentino8. Sin embargo, y a pesar de las lluvias, la energía embalsada no supera el 15% del volumen total de los embalses y el suministro de gas de Argentina no está asegurado.

Así las cosas, el retiro de las unidades a carbón, al menos, mientras dure la guerra en Europa, no es una medida prudente, ya que, dejará más expuesto al Sistema Interconectado a la disponibilidad de gas en los mercados internacionales, a las restricciones locales de diésel y por supuesto, a la generación de las centrales hidroeléctricas.

Notas

            1. El gas que llega Chile proviene de compras internacionales de GNL con precios establecidos en contratos de largo plazo y de volúmenes de gas de Argentina, ya sea, en modalidad interrumpible o a firme. En ambos casos el precio del gas está indexado a índices internacionales que siguen la evolución del gas natural y del petróleo. También los generadores suelen traer volúmenes de GNL comprados en el spot.
            2. La generación de centrales termoeléctricas fuera de orden de mérito, es causada por restricciones técnicas de las centrales: niveles mínimos de operación necesarios para mantener la estabilidad del ciclo termodinámico; restricciones de tiempos mínimos de apagado y encendido; o bien, costos de volver a reiniciar la operación de la central.
            3. A modo de ejemplo, el permanente desacople de la zona de Puerto Montt, se debe al criterio de seguridad aplicado por el Coordinador durante los trabajos en el sistema de transmisión en 220 kV al sur de Cautín. Al quedar indisponible un circuito, el Coordinador permite que el otro circuito opere a un 6% de su capacidad; quedando Puerto Montt aislado del resto de sistema, y obligando a la operación permanente de las centrales a diésel de la zona. Si bien, la operación puede ser más segura, tiene como contraparte el elevado costo de operación y el consecuente deterioro ambiental de la zona; aspectos que, al parecer, el Coordinador no ha tenido en cuenta en su evaluación. Carta de Hidrolircay del 29 de julio de 2022 (HRL-GN-220605).
            4. Fechas informadas por el Coordinador en la programación diaria de la operación de las centrales del Sistema Interconectado. Estas fechas son más tardías que las programadas en sus estudios mensuales de seguridad.  
            5. Abastecimiento eléctrico: enero 2022 y Diésel de seguridad en el Sistema Interconectado de Chile. Estudios disponibles en el sitio web de BdE.
            6. El procedimiento, diseñado en la administración anterior, consiste en licitar la disponibilidad permanente de volúmenes de diésel y surgió luego de la tardía constatación del Coordinador de que una buena parte de las unidades a diésel no tienen contrato de suministro de este combustible.
            7. El Coordinador implementó un procedimiento que consistió en reemplazar generación hidroeléctrica con generación a petróleo. Sin embargo, en vez de optimizar el uso del agua bajo criterios de gestión de riesgo, el Coordinador definió exógenamente al modelo de optimización, la política de embalsamiento y la operación obligada de las termoeléctricas.
            8. Los volúmenes de gas no interrumpible de Argentina llegaban sólo hasta abril de este año. Sin embargo, los envíos, aunque menores a los del verano pasado, han continuado hasta la fecha.

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        Por Cristián Marcelo Muñoz

        Director de BdE, profesor de Economía de la Energía y Medio Ambiente en el Departamento de Ingeniería Eléctrica y Profesor Regular en la Escuela Iberoamericana de Regulación Eléctrica, en la P. Universidad Católica de Chile.
        Email de contacto cmmunozm@brevesdeenergia.com

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