[vc_row][vc_column][tm_heading style=”thick-separator” tag=”h5″ custom_google_font=”” google_fonts=”font_family:Poppins%3A300%2Cregular%2C500%2C600%2C700|font_style:300%20light%20regular%3A300%3Anormal” text=”ACERA: proyectos de generación a diésel no tienen justificación en sistema eléctrico” font_size=”lg:32″][vc_column_text]
Carlos Finat, director ejecutivo del gremio, señala a ELECTRICIDAD que este tipo de iniciativas tendría un impacto «marginal» en la estabilidad y seguridad del suministro.
Una crítica a los proyectos de generación de respaldo que usan la tecnología diésel y que entrarían en operaciones durante este año, sumando 550 MW de capacidad instalada, realiza la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.), debido a que estiman que es contraproducente al proceso de descarbonización que se impulsa en el país, además de estimar que dichas iniciativas no se justifican en el sistema eléctrico.
Carlos Finat, director ejecutivo de la asociación gremial, sostiene a ELECTRICIDAD que estos proyectos de respaldo también tendrían un impacto marginal en la estabilidad y seguridad en la operación del sistema eléctrico.
Justificación
¿Cómo ven en Acera la puesta en marcha de proyectos de generación a diésel que entrarían en operaciones este año?
La preocupación principal es que son proyectos innecesarios, que no tienen justificación desde el punto de vista de las necesidades del sistema eléctrico. Obedecen más bien a una oportunidad de negocio legítima del suministro, pero que en la práctica no van a prestar un servicio.
¿Cómo se puede entender que en la práctica no será efectivo el servicio por potencia?
Esas unidades tienen un costo variable de operación muy alto, justamente por operar con diésel. Entonces estarían disponibles para el sistema cuando eventualmente se requiera anteponer una falla, o por la recuperación de servicio cuando el sistema se va en blackout. Hay que tomar en cuenta que el sistema hoy en Chile tiene una sobre instalación, donde hay un margen de seguridad y de reserva muy importante. Hay motores instalados, por lo que te preguntas cuánto aportan a la seguridad del sistema y, en ese contexto, estimamos que su aporte es marginal.
¿Hay una cuantificación de que tan marginal podría ser?
No. Eso requiere un análisis bastante matemático que lamentablemente no se hace, porque si se hiciera saldría a la vista.
¿Qué tan contraproducente son estos proyectos en el marco de descarbonización?
Tiene un efecto inmediato, y es que esas centrales que en la práctica son remuneradas solo por potencia, diluyen la bolsa de potencia que se paga en el año entre más centrales. El monto que se paga por potencia en el año es un monto que está determinado por la regulación. Si hay más centrales que optan a ese pago, el pago que reciben las centrales individualmente es más bajo, lo cual está bien, pero estamos viendo que estas centrales que entran a competir son innecesarias, por lo que podrían entrar a operar proyectos limpios. Entonces ahí es donde se genera un desincentivo, mientras más potencia instalada hay, menos es el pago unitario por potencia.
Se argumenta que tipo de proyectos entregarán estabilidad y seguridad al suministro eléctrico.
Es marginal, es muy discutible, no hay una matemática de eso, pero el coordinador que es un organismo llamado a levantar las alertas en caso de que el sistema no cumpla con la normativa de seguridad, no ha permitido ningún documentos, en el cual se diga que se necesitan este tipo de centrales. Si se ve el plan con que la CNE hace las estimaciones tarifarias, no aparecen estas centrales. Entonces, nadie con una visión sistémica está diciendo que se necesitan. Ellos son agentes privados y están en toda la libertad de hacerlo, pero creo que eso obedece a una falla a la regulación actual que no limita el pago a la cantidad necesaria, que se justifica económicamente eficiente en este tipo de centrales, sino que admite que se vayan instalando todas las centrales que uno quiera.
¿Esto se relaciona con el futuro reglamento de transferencia de potencia que se está viendo en el ministerio de Energía?
Así es. Por eso, lo que nosotros estamos planteando es que se vaya a un pago de remuneraciones de potencia eficiente, en la cual se tomen en consideración la eficiencia económica como la ambiental.
A nivel internacional ¿conoce algún estudio que afecte a la carbono neutralidad este tipo de centrales?
El factor de emisiones de diésel por MWh son relevantes, siendo las más altas generadas. Si una central a gas natural emite 117 libras de CO2 por unidad de energía, una central diésel emite 161,3 libras de CO2 por unidad de energía, es decir, casi un 50% más.
Si se ven las declaraciones de impacto ambiental, estos proyectos dicen que van a operar, en lo peor de los casos, unos cientos de horas al año, porque son tan caras que, en operaciones habituales, prácticamente no salen despachadas y solamente se requerirían cuando haya una falla mayor, pero -si no estuvieran- tampoco los resultados de recuperación de servicio van a ser tanto peores.
¿Cómo ve el futuro escenario en caso de posibles fallas o restricciones, para que puedan entrar a operar este tipo de respaldos?
Si se presenta una falla intempestiva, como la salida de una central grande que tiene que ser remplazada rápidamente, el sistema opera con reservas en giro. Se define con un estudio económico que hace el Coordinador Eléctrico Nacional y, en ese caso, no se despachan esas centrales, sino que se despachan centrales a carbón más caras, o a gas. Esto se necesita solo cuando el costo es muy alto, como es el caso de un blackout parcial o total.
Fuente: Revista Electricidad[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row][vc_row][vc_column][tm_spacer size=”lg:30″][/vc_column][/vc_row]
