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Descarbonización del sistema eléctrico subiría en 30% costo de inversión

16 octubre, 2018
Energía-de-Carbón

Los más afectados serían los clientes libres que negocian directamente con las generadoras. El retiro gradual de las centrales a carbón del sistema eléctrico en Chile podría elevar en un 30% los costos de operación e inversión combinados hacia el año 2040, versus un escenario que no considera el cese de este tipo de unidades.

Esto se desprende del Estudio de Operación y Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) sin centrales a carbón que fue encargado por la mesa de descarbonización al Coordinador Eléctrico Nacional, entidad responsable del despacho de las centrales generadoras en el país, de acuerdo con criterios de seguridad y eficiencia. La mesa se inserta dentro de uno de los capítulos de la Ruta Energética que lidera la ministra del ramo, Susana Jiménez. Respecto de la finalidad de este análisis, la secretaria de Estado manifestó:

“El estudio preliminar del coordinador permite analizar varios efectos que tendría el retiro y/o reconversión de centrales a carbón en el sector eléctrico, en un escenario de estrés del sistema. Es clave para el éxito de la descarbonización promover la incorporación de flexibilidad en el sistema eléctrico, ya sea con generación hidroeléctrica, gas natural, centrales renovables de base, con gestión de la demanda o incluso con interconexiones internacionales”.

El informe precisa que en un contexto de salida de este tipo de generación, que en la actualidad representa cerca de un 40% de la operación del sistema, con poco más de 5.000 MW instalados, los costos de operación bajarían desde los US$ 1.960 millones el 2020 a US$ 739 millones al 2040. Pero, debido al reemplazo que trae aparejado sacar del sistema las unidades a carbón y sustituirlas por tecnologías de concentración solar de potencia, eólica, geotérmica e hidráulica de pasada, los costos de inversión se elevarían a US$ 4.506 millones en el lapso 2020-2040, versus los US$ 2.387 millones que supone un escenario con centrales a carbón en igual lapso.

Consultado sobre si este incremento de costos podría traducirse en un problema económico para aquellos generadores —especialmente renovables no convencionales ERNC— que se adjudicaron contratos de energía a muy bajos precios, cercanos incluso a los US$ 30 por MWh en las últimas licitaciones para distribuidoras eléctricas, Javier Bustos, jefe de la División de Prospectiva y Política Energética del Ministerio de Energía, manifestó que no debiera ser así. Lo anterior, porque los costos de inversión no necesariamente aumentarán los costos marginales (costo de despacho de la central menos eficiente del sistema, al cual se valorizan los traspasos de energía entre las generadoras).

De hecho, en el estudio se prevé que desde 2030 se produzca una baja de los valores, dado el reemplazo de infraestructura a carbón por centrales con un costo variable inferior, que es uno de los elementos que caracterizan a las fuentes renovables. Sin embargo, plantea que a nivel de clientes libres finales —aquellos que consumen sobre los 500 kilowatts-hora (KWh), que negocian los precios de la energía directamente con las generadoras—, podría haber efectos si es este mayor costo de inversión se traslada a contratos.

Fuente: El Mercurio

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