Las unidades de generación eléctrica existentes y las comprometidas en licitaciones de suministro podrían suplir la demanda del sistema de manera económica, sin necesidad de construir nuevos proyectos, durante 10 años.
Esa visión de mercado elaborada por la consultora especializada Systep en un reciente reporte, se está empezando a traducir en las señales de crecimiento de la capacidad instalada de la autoridad.
Tanto así que el programa indicativo de obras, contenido en la versión más reciente del informe preliminar de precio de nudo de corto plazo, un ejercicio que realiza cada seis meses la Comisión Nacional de Energía (CNE) y en el cual recoge y proyecta la evolución de una serie de variables, situó en 1.250 MW la capacidad óptima necesaria para el sistema.
Esta cifra representa una baja importante respecto del informe publicado en enero, que contenía un programa de obras indicativo por 2.476 MW, y es más bajo incluso que el julio de 2017, que fue de 1.470 MW.
Si se compara con 2015, la baja es aún más dramática, porque en ese año se contabilizaban centrales por 6.421 MW.
El país tiene una capacidad instalada de 22.838 MW al cierre de 2017 y se proyectaba que al cierre de este ejercicio terminaría en unos 24.157 MW, según el reporte de Systep.
Además, hay casi 2.900 MW declarados en construcción, los que estarán listos hasta marzo de 2024.
Consultada la CNE, explicaron que los últimos cambios responden a las fechas de corte máximas con las que se presentan las centrales indicativas, lo que busca representar el desarrollo de la matriz de generación en los próximos 10 años. También influyeron cambios metodológicos en las formas de representar la demanda y del sistema de transmisión que se utilizan para determinar los precios de nudo.
Agrega que además, las obras indicativas recién se consideran a partir de 2026, dado que las obras en construcción son suficientes para período más próximo.
“En las últimas fijaciones, el programa de obras de generación en construcción es suficiente para dar cumplimiento a las funciones de minimización de costos en la cuasi totalidad del periodo de análisis (10 años), requiriéndose de centrales indicativas recién en el año 7 de simulación (para la última fijación)”, explicó la autoridad.
Rodrigo Solís, director de Estudios y Contenidos de Generadoras de Chile, explica que entre los factores que pueden influir está una demanda de electricidad no tan alta, lo que a su juicio es positivo.
“Esto da cuenta que la demanda de corto plazo se puede abastecer con lo que ya existe, dado que hay una buena capacidad instalada”, dice y agrega que este plan podrá ir variando en la medida que el crecimiento económico sea más alto.
En el último informe se prevé un crecimiento de la demanda en torno al 3% anual entre 2019 y 2030.
En el informe de 2015 se planteaban promedios, para el mismo período, de entre 3,5% y 4,7%.
El peak de alza en la demanda se daría -según ese reporte- en 2020, con un alza de 4,69%, motivado por una variación de 6% en el segmento libre y 3,97% en el regulado (principalmente residencial).
En la última versión, para ese mismo año, el promedio es de 2,86%, con subidas de 2,55% y 3,24% para libres y regulados, respectivamente.
Costos de inversión
El informe mide también los costos de inversión considerados para las centrales de generación.
Al comparar 2018 y 2015, el costo de desarrollo de una unidad en base a carbón es de US$ 3.000 por kW, mientras que en la tecnología solar fotovoltaica se redujeron drásticamente, desde US$ 2.100 el kW a solo US$ 970.
La tecnología eólica pasó de US$ 2.300 a US$ 1.365 el Kw. Esta tecnología explica cinco de los nueve proyectos que están considerados en el último plan de obras.
La baja de la energía solar vista en este plan no representan un cambio en la viabilidad económica de proyectos de esta tecnología, los cuales siguen siendo un eje importante del desarrollo de proyectos de generación en Chile, dijo la CNE.
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