por Antonio Astudillo m.
El costo que tendría la incorporación masiva de las Energías Renovables No Convencionales al sistema, luego de que el año pasado entró en vigencia la denominada Ley 20/25, sigue siendo materia de discusión en el sector energético.
Según un estudio elaborado por los académicos Enzo Sauma e Ignacio Urzúa -del departamento de ingeniería de la Pontificia Universidad Católica- la entrada de nueva generación ERNC -principalmente eólica y solar- entre 2017 y 2027 redundará en un incremento en los costos de generación y traerá aparejado un mayor gasto para los clientes libres -los grandes consumidores del sistema- por la volatilidad que esto introducirá en los costos marginales.
El proyecto de ley vigente establece que al año 2025, el 20% de la generación de energía de la matriz deberá provenir de las ERNC, y que su incorporación será escalonada. Asimismo, el gobierno ha señalado su interés de llevar la meta al 30%. El estudio tomó en cuenta cuatro escenarios de ingreso de las ERNC, que van entre el 10% y el 30%.
El mayor impacto vendría por el lado de los clientes libres, pues si bien el promedio de los costos marginales se mantiene constante en el periodo analizado, la variabilidad diaria de ellos afectaría a las empresas, las que terminarán haciéndose cargo de los mayores costos, producto de la entrada de unidades de respaldo en base a diesel o ciclos combinados, cuestión que se agudiza con un factor de penetración sobre el 20%.
“Cuando las unidades de ciclo combinado empiezan a generar no pueden ser apagadas durante 72 horas, provocando un alto precio spot durante algunas horas que se evitarían con más unidades de carbón. Este hecho puede producir volatilidad adicional a las transacciones de energía en el mercado spot, porque incluso si el precio spot promedio es el mismo, las grandes diferencias entre la inyección y extracción a precios spot podrían hacer que algunas empresas pierdan mucho dinero”, dice el estudio.
Este problema comienza a notarse -dice el documento- si la penetración sobrepasa el 20% en el SIC, pues las unidades hidroeléctricas, que regulan la generación intermitente, pasan a operar como almacenamiento. A esto se suman las mayores inversiones en unidades de respaldo, expansión y reforzamiento del sistema de transmisión y el desplazamiento de unidades en base a carbón.
“Los costos totales aumentan rápidamente con una penetración mayor de ERNC, porque la inversión en la transmisión y la nueva construcción de ERNC es más cara que la suma de la construcción de unidades de carbón de base y su operación”, dice.
Asimismo, los académicos estimaron que si la penetración de las ERNC para el año 2024 está entre 20% y 30% de la matriz, con un precio promedio en el spot en torno a US$ 90 por MW/h, el costo de generación se incrementaría en US$ 65,8 por MW/h.
“Observamos que, a medida que la generación intermitente de las ERNC se incrementa, algunos de los factores de capacidad de las unidades térmicas de base cambian, los costos totales suben, los requerimientos de respaldo se incrementan y las emisiones de CO2 caen”, dice el documento.
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