En 2017, las energías solar y eólica aportaron el 10,1% del sistema, cifra que subió a 12% en 2018. Pero pese a ello, hubo un alza de 10,61% en el costo de la energía en la zona centro, por el alza de los combustibles.
Se termina un año que, en materia energética, estuvo marcado por la consolidación de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), anuncios de planes de descarbonización y la operación del Sing y el SIC como un solo sistema.
En materia de generación, 2018 destacó porque el carbón siguió siendo la principal fuente que aporta en el sistema, pero las renovables están teniendo un rol cada vez más preponderante. En el año, la producción de energía solar y eólica sumaron 9.165 GWh -44% más que en 2017-, lo que se tradujo en un 11,9% del total generado en la matriz. En tanto, las centrales hídricas siguen teniendo una participación importante y este año concentraron el 30,7% de la generación, lo que equivale a 23.501 GWh, 7,8% más que en 2017.
Sin embargo, el carbón generó 28.926 GWh este año y aún lidera en el sistema. Su generación disminuyó tan solo 1,6% en comparación a 2017 y su participación fue de 37,8%.
Según Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), la generación de energías verdes este año pudo haber sido mayor si la línea Cardones-Polpaico, que está retrasada, hubiese estado operando.
“Los recortes a la producción de las centrales solares y eólicas han ido en aumento. De no existir esas restricciones, estimamos que la participación de las ERNC en el total de la generación podría ser equivalente a un punto porcentual adicional”, señaló el ejecutivo del gremio de empresas renovables.
En relación con los costos marginales -que es el valor al que se transa la energía entre los actores del sistema-, se produjo una fuerte alza en la zona central. Los valores entregados por el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) hasta el 25 de diciembre, dan cuenta de que hubo un aumento de 10,61% en la barra Quillota 220 kV en comparación a 2017. El promedio anual fue de US$63,51 por MWh, en cambio el año pasado la cifra alcanzó los US57,42 por MWh.
Esto, según el director ejecutivo (I) del Coordinador Eléctrico Nacional, Ernesto Huber, “es resultado de múltiples variables, principalmente por las condiciones hidrológicas, el crecimiento de la demanda de energía eléctrica, entre otros factores”. Sin embargo, destacó que una de las variables con incidencia significativa está relacionada con el precio de los combustibles.
“Durante 2018 se registró un aumento en los valores los índices internacionales utilizados frecuentemente como indexadores para los precios de combustibles del tipo diésel, gas natural y carbón, que son el principal insumo de las centrales termoeléctricas”, dijo.
En tanto, en la zona norte -barra Crucero- el costo marginal disminuyó 4,39% en comparación con el año anterior, registrándose un promedio anual de US$52,99 por MWh versus US$55,42 por MWh en 2017.
La tendencia de los años anteriores mostraba que tanto en la zona central como norte el costo de la energía disminuía, por lo que el crecimiento en Quillota fue sorpresivo.
El CEN estimó que el próximo año el costo de la energía en su totalidad disminuirá. Esto, en dos escenarios hipotéticos: hidrología seca y húmeda. Para Quillota se simuló que con una hidrología seca, la energía tendría un costo 16% menor al de 2018; pero con hidrología húmeda la disminución del costo marginal sería de 25%.
En la zona norte, en tanto, con un escenario hipotético de hidrología seca el costo disminuiría 4,1% y con hidrología húmeda, 5,5%. Todo esto, considerando la entrada en operaciones de Cardones-Polpaico, prevista para marzo de 2019.
El Coordinador prevé que en 2019 entrarán 98 centrales en operación, lo que se traduce en unos 2.000 MW de potencia adicionales.
Las unidades fotovoltaicas lideran en cantidad, ya que comenzarán a aportar energía 55 nuevas plantas, añadiendo 555,5 MW a la matriz. Luego vienen las eólicas, con 14 centrales que inyectarán 813,8 MW al sistema. En tercer lugar están las diésel, que con 14 centrales aportarán 512 MW al sistema.
La puesta en marcha de esta cantidad de centrales diésel se debería a que sigue siendo rentable su operación. Esto, porque se mantienen en reserva y reciben ingresos por potencia.
También ingresarán 13 centrales hidroeléctricas, aportando 71 MW. Por último, abrirá una central de biogás y una de GNL.
