Contrastando con la fuerte importancia que el gobierno le ha dado al gas natural dentro de la política energética, la planificación de la matriz a 2030 considera una reducida presencia de este hidrocarburo, en oposición con la alta importancia que asumen las Energías Renovables No Convencionales (ERNC).
La Comisión Nacional de Energía (CNE) publicó el primer plan de obras indicativo para el Sistema Interconectado Central (SIC) después de que en mayo se publicara la Agenda de Energía.
De los 4.979 MW que deberían construirse entre 2018 y 2030, sólo se contempla una central a GNL, por 120 MW, la que entraría en operación en enero de 2018. Esto es una reducción frente al informe previo, publicado en abril, que incluía 240 MW de este combustible, con 10,9% de participación.
Esto ha llamado la atención entre algunos expertos, pero se interpreta como un reconocimiento de que el GNL no es el combustible más competitivo para bajar costos.
Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), explica que la apuesta del gobierno por potenciar el gas pareciera estar ligada a aprovechar infraestructura que está ociosa, más que a que se construyan nuevas unidades.
Sin HidroAysén
En el nuevo reporte, la mayor parte de la nueva capacidad provendría de tecnología ERNC. Se deberían construir 2.050 MW solares, equivalente a 41,1% del total; y 1.450 MW eólicos, con un peso relativo de 29,1%.
Esto es un drástico cambio frente al reporte de abril, que no incluía proyectos solares y los eólicos implicaban 27,4% de los 2.189 MW estimados para el período 2017-2023.
Este es, además, el primer informe que no consider alguna de las centrales de HidroAysén, iniciativa que fue rechaza por el gobierno en junio pasado.
El aporte hídrico pasa de 460 MW en abril a 310 MW, un 6,2% del total de la nueva capacidad estimada.
En contraposición, el carbón sube su importancia: se incluyen 885 MW bajo este combustible (17,7% del total), cuando la vez anterior era 685 MW (31,2% del total).
Menor demanda
Para el secretario ejecutivo de la CNE, Andrés Romero, “lo más relevante del informe es la baja en la estimación de la demanda para los próximos años, que se traduce en un escenario donde la necesidad de nueva capacidad de generación es mucho menor”.
Romero dice que este nuevo plan de obras se realizó bajo una optimización económica y no pretende ser un análisis del funcionamiento técnico del sistema.
Con respecto a la fuerte incorporación de ERNC, señala que los costos de los proyectos han bajado ostensiblemente.
Esto último lo comparte Finat, quien explica que la autoridad hizo una actualización de variables -como el costo de desarrollo de estas iniciativas o el precio de los hidrocarburos-, que derivó en que lo solar y eólico fueran más considerados.
De todos modos, Finat afirma que aún se mantiene una visión muy optimista frente al precio del GNL. Esto -agregan otros expertos del sector-, se alejaría de la realidad, según se desprende de algunos informes internacionales (ver recuadro).
Rodrigo Castillo, director ejecutivo de Empresas Eléctricas, dice no sorprenderse con los niveles de ERNC considerados, porque es consistente con la obligación legal de tener 20% de estas tecnologías a 2025.
Al líder gremial le sorprende más, gratamente, que se considere un mix con generación con carbón, en una magnitud importante.
Para otros consultores, el déficit del plan de obras es que no justifica por qué la inclusión de ERNC en estas magnitudes garantizaría un funcionamiento del sistema en los términos más eficientes en costos, como exige la legislación.
Nuevo horizonte
En la industria hay una buena mirada respecto a la ampliación del horizonte que incluye el estudio, de 2023 a 2030. Esto iría en línea con la intención de la autoridad de tener una mejor planificación, tanto de la generación como de la transmisión, para tener más competencia.
Romero señala que “un plan de obras hacia 2030 da mejores insumos para los procesos de expansión del sistema de transmisión troncal”.
Costos de los combustibles
El principal reparo que se le hace al informe del gobierno, es el optimismo mostrado en la proyección de precios que utiliza para modelar el crecimiento del sistema. Particularmente en el Gas Natural Licuado (GNL), que entre 2014 y 2029 presentaría un promedio de US$ 11,23 por millón de BTU (unidad térmica británica), con un mínimo de US$ 9,82 MM BTU en 2020. En la industria, consideran estos niveles poco probables, a raíz de algunos informes internacionales que en un escenario optimista -con una capacidad importante de exportación de shale gas de Estados Unidos-, permitirían un nivel de precios entre US$ 11 y US$ 13 el millón de BTU, sin considerar transporte y regasificación.
El carbón tendría un promedio en estos 16 años, de US$ 104,1 la tonelada, con una tendencia sostenida al alza desde US$ 95,88 la tonelada en 2014 a US$ 109,71 en 2029. El petróleo WTI promediaría US$ 103,08 por barril, con niveles bajo los US$ 100 entre 2014 y 2020, para llegar hacia fines del período a US$ 119,23.
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