PASARÁ DE 56,6 A 853 GWH A 2030 Un incremento progresivo es lo que prevé la Comisión Nacional de Energía (CNE) en cuanto a la generación residencial, la cual pasaría de 56,6 GWh desde este año a 853 GWh a 2030, logrando superar la barrera de los 1.000 GWh en 2034, de acuerdo con las proyecciones establecidas en el Informe Final de Licitaciones de Suministro Eléctrico, en que se analizan las perspectivas de la demanda eléctrica. Según los datos del organismo regulador, la generación residencial se duplicaría de los 56,6 GWh de 2020 en 2022, en que se estima que llegue a 135,2 GWh, para posteriormente -desde 2023- pasar el rango de los 200 GWh por año, hasta 2025, cuando superarían los 300 GWh.
Desde 2030, las proyecciones indican que en 2034 se llegaría al umbral de 1.000 GWh generados desde este sector, para llegar a 1.244 GWh en 2040.
Foto: Archivo ELECTRICIDAD
ESCENARIO ENERGÉTICO
GENERACIÓN RESIDENCIAL
Las estimaciones de la CNE tomaron en cuenta los datos del Ministerio de Energía, las cuales posteriormente fueron asignadas a cada distribuidora por región en base a sus consumos proyectados para cada año.
Es así como las mayores proyecciones de generación residencia corresponden a CGE, que pasaría de 28,5 GWh este año a 604 GWh en 2040, seguida de Enel Distribución, que aumentaría de 13,6 GWh en 2020 a 330 GWh en 2040.
CNE: CAPACIDAD INSTALADA DE LAS ERNC SUPERÓ LOS 6.000 MW EN EL SISTEMA ELÉCTRICO Las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) llegaron a un total de 6.113 MW en el Sistema Eléctrico Nacional, entre Arica y Chiloé, durante agosto, superando un nuevo nivel dentro de la matriz energética local, de acuerdo con los datos del Reporte ERNC que elabora la Comisión Nacional de Energía (CNE). La tecnología predominante en el sector es la solar fotovoltaica, con 3.049 MW, que ya representan la mitad de la potencia instalada, seguida de la eólica (2.004 MW), además de las centrales mini hidro (583 MW), de biomasa (466 MW), y la geotermia (40 MW). El documento también consigna un aumento de la capacidad insta-
ladas de las ERNC en los sistemas eléctricos de Aysén (26 MW) y Magallanes (3 MW). El organismo regulador también registra otros 305 MW de centrales ERNC en etapa de pruebas, junto a 5.619 MW de proyectos en construcción, cuya entrada en operaciones está prevista a enero de 2022. A eso se suman otros 12.571 MW en iniciativas que se encuentran en calificación ambiental dentro del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA). En cuanto a la generación del sector, la CNE indica que durante agosto se llegó a un total de 1.488 GWh, representando un 23% de participación en el sistema eléctrico local.
COSTOS FIJOS DE OPERACIÓN:
ESTUDIO PROPONE RÉGIMEN DE “PAGO LATERAL”
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La aplicación de un régimen de “pago lateral” a corto plazo en el mecanismo para la recuperación de costos fijos de operación en el sistema eléctrico local es una de las propuestas que se plantea en el informe final sobre esta materia, preparado por la consultora PSR, el académico de la Universidad de Stanford, Frank Wolak, el consultor Juan Ricardo Inostroza, y Breves de Energía (BdE), por encargo de Generadoras de Chile.
Ante esta situación, se plantearon las opciones de incluir estos costos en el precio marginal de la energía que aumenta la remuneración de todos los agentes, además de reconocer estos costos aparte, “sin afectar el costo marginal, a través de unos pagos discriminatorios conocidos como side-payments o make-whole payments en los mercados de los Estados Unidos”.
Esta investigación se realizó ante la elevada penetración de energías renovables variables al sistema eléctrico, donde se identificó que no se cuenta con un sistema eficiente de remuneración de los costos fijos de operación, “como operaciones obligadas y los costos de arranque y parada de unidades generadoras termoeléctricas, entre otros, conocidos como costos no convexos. Estos costos se incrementan con la penetración de tecnologías de generación en base a Energía Renovable Variable y debieran ser reconocidos a aquellos agentes que incurren en ellos”.
“Analizando las ventajas y desventajas de cada opción, y reconociendo que la alternativa de modificar los precios spot tiene importantes bondades en lo que se refiere a señales de expansión e incentivo a nuevas tecnologías flexibles, pero que por otra parte, el estado del arte actual y los efectos indeseados que podría tener esta alternativa que aún no han sido suficientemente analizados, esta Consultoría recomienda la aplicación de un régimen de “pago lateral” a corto plazo como alternativa de “menor arrepentimiento”, sostiene el resumen ejecutivo del estudio.
Nº247 | Octubre 2020 | www.revistaelectricidad.cl
