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| Por Daniel Salazar, Socio Director de energiE. |
El combate contra el cambio climático que impulsa la industria energética en Chile avanza mediante múltiples acciones de reducción y mitigación de emisiones de gases efecto invernadero. En el corto plazo, el sector eléctrico aportará la principal y más temprana contribución al proceso de reducción de emisiones, concentrado principalmente en la presente década mediante el retiro del parque generador a carbón.
Pero para asegurar el retiro del parque a carbón se deben adoptar acciones en diversos ámbitos y al mismo tiempo viabilizar su sustitución. La nueva capacidad de energía renovable variable (ERV) que se debe incorporar significa -hacia fines de esta década- multiplicar x 2,5 la capacidad ERV existente, y -hacia fines de la próxima década- multiplicarla x 4, lo cual representa un desafío de gran escala en términos de uso del territorio, financiamiento, desarrollo de redes, seguridad del sistema y diseño de mercado, entre otros factores.
Y a lo anterior se debe sumar la incorporación de mayor infraestructura de transmisión, generar condiciones para una inserción masiva de almacenamiento, resolver los problemas de insolvencia que hemos conocido, entre otros. Cabe preguntarse entonces qué ocurrirá si los riesgos que hoy se proyectan se materializan y cuáles serían los posibles efectos y consecuencias.
En este contexto, en nuestro país el Gas Natural (GN) juega un rol que no se quiere sincerar ni reconocer, pues aparentemente no permite sumar muchos “likes”, pese a ser la alternativa de generación eléctrica más bajas en emisiones. Al respecto, solo hay que recordar que según el Inventario Nacional de Emisiones del MMA, la generación eléctrica en base a GN aporta el 6% de las emisiones en energía y el 4 % del país, mientras que la generación a carbón aporta el 31% de las emisiones en energía y el 24 % del país.
Los números están a la vista, la principal prioridad es el retiro del parque a carbón, en las fechas más prontas que sean factibles, para lo cual Chile debe aprovechar al máximo la infraestructura eléctrica de generación -existente- en base a GN.
El año 2021 la matriz eléctrica totalizó una producción diésel (1,8 TWh) que de haberse sustituido por GN Licuado, se hubiese podido ahorrar hasta US$160 MM en costo de operación. Por otro lado, el Decreto Preventivo de Racionamiento, aún vigente, introdujo un mecanismo para reforzar la logística de diésel en generación eléctrica que, según ACENOR, podría alcanzar un costo en el rango 82-161 MMUS$/año.
La evidencia acumulada nos debería permitir sacar lecciones del proceso de transición que estamos recorriendo y así romper “la trampa” que ha adoptado la industria eléctrica, que, a cada paso o avance en el retiro de carbón, se activa un mayor riesgo de racionamiento, aumentan las emisiones y costos por el mayor uso de diésel. De otro modo seguiremos recorriendo el camino de la transición precipitada en vez de acelerada.
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