Cumplir con la ley 20-25 le costaría a Chile unos US$31 mil millones

Se ha profundizado en otros factores importantes de la operación del SIC que son afectados por la incorporación de generación ERNC, factores que no se comentan o se comentan escuetamente en otros estudios: capacidad de reserva, factores de planta, precios de equilibrio, costo de desarrollo y operación de embalses hidroeléctricos. El análisis de estas variables permite una mirada más crítica del efecto de las ERNC intermitentes enriqueciendo la discusión a temas más allá del dinero y la emisión de GEI”, señala la investigación.

El documento plantea que en un escenario de mayor penetración de ERNC intermitente se requiere, necesariamente, mayor inversión, dado que estas tecnologías son más costosas debido a un mayor costo unitario de inversión y a un menor factor de planta respecto a las tecnologías tradicionales. “Al igual que en todos los sistemas eléctricos en donde se han incorporado generación ERNC intermitente, el costo de integración no es menor, en el caso del SIC es entre un 63 y 81,2% del costo marginal de largo plazo.

No obstante, es importante notar que se da una disminución a mayor penetración de ERNC ya que se dan economías de escala en la inversión en transmisión y en la reducción de inversiones en centrales térmicas”, se añade en el texto. Sumando este importe adicional, el costo total de integración para cumplir con la ley 20 25 -es decir, alcanzar el 20% de penetración de las renovables en la matriz del SIC- es de unos US$31 mil millones, de acuerdo con la modelación trabajada.

¿Quién paga ese sobre costo? Según el autor, no es del todo claro ni hay un afectado directo, pero hoy gran parte de ese mayor costo lo pagan los mismos generadores renovables, que son quienes hacen la inversión inicial. Sin embargo, sí es relevante a la hora de analizar y estudiar los costos completos de operación del sistema. No es el único informe reciente presentado que trata sobre este tema.

La semana pasada Luis Atienza, ex presidente de Red Eléctrica de España -organismo que cumple funciones similares al CDEC local- hizo una presentación en un seminario sobre este mismo tema. Planteó que si bien las energías renovables ganan peso en el mix de generación por razones ambientales, de seguridad de suministro y cada vez más también de competitividad, “la integración segura de energías renovables de baja gestionabilidad implica retos importantes para la estabilidad, el equilibrio generación- demanda y la gestión de las redes”.

Esto, según Atienza, no puede estar exento de cambios estructurales en los mecanismos de operación del sistema eléctrico. “La integración masiva de energías renovables intermitentes, de alto coste fijo y bajo coste variable, obliga a repensar el modelo del mercado de generación.

La potencia disponible y los servicios de ajuste para el sistema ganan valor, y se deprecia el precio de la energía expresado por su coste marginal”, comentó. Carlos FInat, director ejecutivo de Acera -que agrupa a las empresas desarrolladoras de ERNC- desestimó la validez del estudio del investigador UC. “Los estudios que dispone Acera, de la Universidad de Chile en 2012 y de investigadores de la Universidad de Berkeley (recientemente difundido en Chile) muestran de que la integración de ERNC al SIC y al SING no implican costos de integración relevantes”, explicó. Sí estuvo de acuerdo con la necesidad de introducir cambios al modelo eléctrico.

“Es necesario repensar el modelo de mercado de generación. El modelo aplicado en Chile proviene de comienzos de los ochenta y los cambios tecnológicos, económicos y sociales han sido de gran magnitud (…). Varios países que en algún momento siguieron un modelo marginalista similar al chileno, ya han hecho ajustes y cambios a las modalidades de remuneración de la energía o están considerando hacerlo como España, Perú, Estados Unidos, etc.”, concluyó.

¿Qué ha pasado? El estudio hecho por un ingeniero de la UC plantea que los costos de integración de las energías renovables al sistema alcanzan los US$68,2 por MWh, lo que da un total de US$31 mil millones para cumplir con la ley 2025.

¿Por qué ha pasado? Al costo de desarrollo de nuevas centrales debe añadirse una serie de externalidades como costos de operación, transmisión y otros factores críticos para la inyección de las ERNC en la magnitud requerida para el cumplimiento de la ley 20 25.

¿Qué consecuencias tiene? El investigador plantea que gran parte de este costo lo asumen los propios desarrolladores renovables, pero que hay una parte no menor que se le carga al resto del sistema.

Se plantea que una mayor penetración de las ERNC intermitente requiere una mayor inversión.

Hoy gran parte de ese mayor costo lo pagan los mismos generadores renovables.

No obstante, el gremio de las ERNC sostiene que su integración no implica costos de integración relevantes.

El gremio Acera dice que es necesario repensar el modelo de mercado de generación eléctrica.