Técnicos y generadoras consideran complejo alcanzar meta de 20% de ERNC a 2025
Por Antonio Astudillo M., La Tercera.
Estiman que habrá que sumar unos 6.000 MW en proyectos para cumplir con la ley.
Los cambios al proyecto de Ley de Energías Renovables No Convencionales (ERNC), que obligarán a que el 20% de la matriz esté compuesta por estas energías al 2025, preocupan a expertos y empresas generadoras. ¿La razón? Ven complejo que las empresas puedan llevar adelante la incorporación de unos 6.000 megawatts extras en ERNC.
Según el acuerdo entre el gobierno y algunos parlamentarios -que permitió destrabar el trámite de las reformas a la Ley de Concesiones y Servidumbres-, el aumento de las ERNC será progresivo: entre 2014 y 2020 se pasará de 6% a 12%, y a partir de esa fecha deberá subir cerca de 1,5 punto porcentual por año para llegar al 20% en 2025. Esto obligaría a sumar al sistema unos 1.000 MW anuales desde 2020.
Según datos de Central Energía, hay proyectos ERNC por 549 MW en construcción, mientras que otros 7.167 MW tienen aprobación ambiental.
René Muga, gerente general de la Asociación de Generadoras, señala que esto obligará al sistema a contar con mayores respaldos -en tecnologías como carbón o hidroeléctricas de gran tamaño-, ya que en promedio energías como la solar y eólica tienen factores de planta (cantidad de horas que puede generar en el día) de entre 30 y 40%.
“Seguimos pensando que es una meta muy exigente que obliga a generar respaldos, que son proyectos que hoy enfrentan oposición de muchos de los que están por elevar la penetración más agresiva de ERNC, lo que es un contrasentido”, dice Muga.
Renato Agurto, de Synex Consultores, cree que se deben tener criterios técnicos claros para fijar los precios de licitación, a fin de que no queden “desalineados” a largo plazo: “La cantidad de potencia en ERNC que habrá que instalar para darle cumplimiento es una enormidad. Hay que agregar entre 5.000 y 6.000 MW. Si es mucha la potencia que se va a instalar y la oferta no es grande, las licitaciones tenderán a fijar precios que coparán el margen, y podrían quedar desalineados con los del mercado en el largo plazo”.
Muga puntualiza que “la figura de precio licitado debe ser bien estudiada. Obligar a algunos actores del mercado a comprar la producción de sus competidores y asumir el riesgo de fluctuaciones del precio o falta de producción por la volatilidad e intermitencia es algo que estamos analizando desde el punto de vista técnico, económico y legal”.
La consultora María Isabel González estima que hay proyectos suficientes para cubrir la demanda, pero que se podrían ver afectados por la falta de líneas de transmisión para evacuar la energía.
