El martes, el Congreso aprobó el proyecto de ley de Energías Renovables No Convencionales (ERNC). La iniciativa estipula que el 20% de la matriz energética deberá provenir de estas fuentes al año 2025, el doble de lo que obliga el marco legal actual (establece una meta de 10% para el 2024).
Los académicos Juan Carlos Olmedo (ingeniero, profesor del magíster en economía energética de la Universidad Técnica Federico Santa María y presidente del CDEC-SIC) y Jacques Clerc (ingeniero y académico del Departamento de Ingeniería Industrial de la Universidad de Chile) sostienen que la nueva normativa puede generar efectos adversos.
Entre ellos, un alza en los costos -que finalmente se verán reflejados en las tarifas a hogares y empresas-, mayores requerimientos de líneas de transmisión para la conexión de los proyectos de ERNC y menor capacidad de respuesta del sistema en caso de cortes de energía(black out). Esto, a raíz de que las ERNC tienen costos de inversión más altos y bajos e inciertos factores de operación. Además, las ERNC tienen nula o limitada capacidad para regular la frecuencia o tensión del sistema eléctrico, en caso de contingencias, lo que puede deteriorar la calidad de servicio, según indican los expertos.
La nueva normativa estipula que a partir de 2015 se debe comenzar a agregar 0,5% de energía proveniente de ERNC al sistema eléctrico, para llegar a 12% en 2020. Luego se suma 1,5% anual hasta 2024, y 2% en 2025 para cumplir con el 20%. La idea es que los privados incorporen en forma voluntaria las ERNC y si no se logra la meta cada año, entonces el gobierno hará licitaciones.
Los académicos señalan que las proyecciones de demanda indican que hacia 2025 se deberán agregar unos 8.000 GWh de energía suministrada para poder cumplir con la meta, y que dependiendo de la tecnología “los costos de inversión podrían ser muy altos”.
Agrega que es necesario realizar “una buena implementación de la ley” por parte de la CNE. El principal peligro es que cuando se requiera hacer las licitaciones para cubrir los déficits, se hagan pensando sólo en la tecnología solar o eólica, y no en un mix. Esto es relevante, porque como ambos tipos de generación no están disponibles las 24 horas (tienen factores de uso de 25% a 35%), el sistema tiene el desafío de disminuir “la volatilidad y estacionalidad” con otros tipos de energías. Indica que la generación de base -térmica e hidro de embalse- será clave para sustituir a las ERNC en horas en que estas no produzcan energía.
Los académicos sostienen que una implementación deficiente de la ley tendría efectos negativos en la generación térmica -al bajar el nivel de carga óptima con que esta genera energía-, incrementando sus costos en uso de combustible, de mantenimiento y disminuyendo la vida útil de las centrales. Estiman que si se baja la carga desde 90% a 80% en una central térmica, habrá que aplicar un alza de 10% en los costos, los que serán traspasados al usuario.
René Muga, de la Asociación de Generadoras, comparte esta visión. Indica que “se necesita gestionar esa energía, y eso es atribuir al resto del sistema un costo adicional del respaldo (…). Si bien los costos de esas tecnologías han caído en los últimos años, lo que se debe considerar es su efecto en el sistema completo al momento de su implementación”.
Clerc agrega que “el costo de las ERNC no es sólo energía”, sino que se debe sumar la inversión en respaldo para ver si son competitivas.
Por su parte, la consultora María Isabel González señala que “todos parecen estar preocupados del 20%, pero también es necesario preocuparse del 80% restante de la energía y cómo se va a producir”.
Fuente: La Tercera
