Según las últimas cifras del Coordinador Eléctrico Nacional: Las centrales de energía renovable no convencional (ERNC) dieron un salto de 4,5 puntos porcentuales en producción eléctrica, impulsadas por el ingreso de nuevas iniciativas verdes.

Un importante repunte de 4,85% exhibe la demanda eléctrica al 14 de noviembre de este año, de la mano de la recuperación de la actividad e industrias, y las menores restricciones de movilidad. Esto, tras un ejercicio 2020 en que el consumo eléctrico del país se mantuvo prácticamente estable por la pandemia.

Parte importante de este mayor consumo ha sido cubierto con centrales de energía renovable no convencional (ERNC), que, según cifras del Coordinador Eléctrico, a la fecha representan un 25,59% de la participación anual en generación eléctrica, versus el 21,01% de 2020. Así, avanzan a paso firme las proyecciones de la industria que apuntan a que el indicador superará el 26% de promedio este ejercicio.

Respecto a la capacidad instalada de ERNC al cierre del mes de octubre, llegaba a 11.000 MW, cifra que implica un aumento (en septiembre eran 10.842 MW) y que obedece al ingreso de nuevas centrales de tecnología solar fotovoltaica.

De esta manera, la capacidad renovable no convencional creció 1,1% versus el mes anterior, alcanzando estas tecnologías un 36% de los MW instalados en el sistema completo.

Al décimo mes del año, la máxima participación horaria ERNC alcanzó un 65,5%, y se produjo a las 16 horas del 16 de octubre. En aquella hora, el peak no convencional se compuso de un 67% de energía solar y un 26% de energía eólica, entre otras fuentes.

El consultor de Cambio Climático y Sostenibilidad de EY, Ian Corcoran, apuntó a que se requieren al menos dos señales para seguir potenciando estas tecnologías: “Primero se tiene que resolver la poca eficiencia que tienen las baterías de litio y en segundo lugar se tiene que incentivar a las industrias a utilizar energías renovables y considerar nuevas soluciones cómo el hidrógeno verde, que almacena mucha energía por largos períodos de tiempo”.

Por su parte, desde Acera, su director ejecutivo, Carlos Finat, destacó que una de las claves para el desarrollo que ha tenido este sector es la estabilidad regulatoria, que distingue a Chile de otros países.

“Creemos fundamental que esa estabilidad se mantenga y para ello pensamos que es importante que, entre otras cosas, no se les exija a las empresas financiar programas que corresponden a políticas públicas, como ha sido el caso de la ley de precios estabilizados a los consumidores, o que se pretenda que las empresas generadoras, que ya han debido colaborar con dicha política pública, no sean ahora vistas como una fuente para absorber las deudas de los consumidores que se acumularon en la pandemia durante la vigencia de la Ley de Servicios Públicos, que prohibió el corte de suministro a los consumidores morosos”, advirtió Finat.

El director ejecutivo de Ecom Energía, Sebastián Novoa, agregó que también se debe avanzar en almacenamiento, con el objetivo de reconocer que el costo de la energía eléctrica no es solo el MWh generado, ya que también incluye todo el sistema eléctrico y su operación.

“Esperamos que los procesos licitatorios que vengan sean capaces de reconocer estos costos y realizar una evaluación más completa de la capacidad que se está agregando al sistema. Por ejemplo: ¿qué es mejor, un proyecto fotovoltaico puro a US$ 13/MWh que solo generará de día, o un proyecto de concentración solar a US$ 33/MWh? Debemos procurar valorizar el costo que se evita al no requerir una línea de transmisión, así como también procurar el uso eficiente de las capacidades que tienen las iniciativas que generan 24/7 o aquellas que puedan complementar la generación fotovoltaica”, comentó Novoa.

Coordinador licita obras

En tanto, ayer el Coordinador Eléctrico realizó el llamado a licitación pública internacional para construir y ejecutar 38 obras de ampliación de la transmisión, las cuales suman una inversión referencial por US$ 162 millones.

RECUADRO:

65,5% alcanzó la participación horaria ERNC a las 16 horas del 16 de octubre, peak que se compuso principalmente de energía solar con un 67%.

13,93 TWh de energía hidráulica es la que se acumula en el año, lo que representa una caída de 17,7% respecto de 2020.

5,71% ha crecido la generación térmica, liderada por el carbón, pero con un alza importante del diésel.

Fuente: El Mercurio