Se veía venir. El cambio en las perspectivas para el sistema eléctrico a nivel local llegó hasta la planificación de la autoridad, luego que durante este año quedó en evidencia, por ejemplo, en la licitación de suministro para clientes regulados adjudicada en agosto, donde la energía renovable no convencional (ERNC) tuvo un rol protagónico.
Ahora y tal como hace unos meses lo anunciaron importantes generadores, la Comisión Nacional de Energía (CNE) sacó definitivamente al carbón de la matriz eléctrica y lo sustituyó con una fuerte apuesta por la energía solar.
Así lo reflejó el organismo en el programa indicativo de obras, contenido en la versión más reciente del informe preliminar de precio de nudo de corto plazo, un ejercicio que realiza cada seis meses y en el cual recoge y proyecta la evolución de una serie de variables con un horizonte de diez años.
En este caso, en la fijación correspondiente a febrero de 2017, el 15 de diciembre pasado la CNE liberó a la industria para consulta, se estima un plan de obras que considera 19 centrales con una capacidad instalada total de 2.915 MW y entrada en operación entre enero de 2019 y el mismo mes de 2027.
El 65% de este volumen (1.895 MW) corresponde a tecnología solar. Le siguen unidades eólicas, que son cinco parques con 980 MW de capacidad, y completan la indicación sólo 40 MW en base a hidroeléctricas de pasada.
Esta configuración difiere a la de hace pocos meses, pues en el proceso anterior, de abril pasado, la planificación del organismo consideraba la instalación de 2.922 MW, de los cuales el 32% correspondía a carbón, distribuido en tres unidades emplazadas en la región de Atacama.
En el informe preliminar la CNE explica que construyó este set de proyectos en base a iniciativas actualmente en estudio, que son técnica y económicamente factibles de desarrollar en el horizonte planteado, “incluyendo alternativas tecnológicas que cubrieran diferentes fuentes energéticas”, apuntan.
CAMBIOS
La evolución del sistema eléctrico se hace más patente al comparar con la planificación que la CNE hizo hace una década, cuando la situación era diametralmente distinta y el país, enfrentaba, entre otras cosas, la crisis derivada del corte en los envíos de gas natural desde Argentina y requería con urgencia aumentar la capacidad de generación.
Entonces, el carbón asomaba como la opción más eficiente y rápida para lograr ese incremento en la matriz de generación, aunque esto tampoco se cumplió a cabalidad, por la judicialización de los proyectos.
En el informe definitivo de octubre de 2006, con una proyección de demanda creciendo mucho más que ahora, la planificación de la autoridad apuntaba a sumar en una década casi 5.500 MW, de los cuales casi el 84% correspondía a unidades que usaban como combustible carbón y el gas natural licuado (GNL).
De acuerdo con esta proyección, el hidrocarburo que sería importado en barcos comenzaría a llegar a partir de 2008. Finalmente, el terminal de regasificación de Quintero, el primero de su tipo en el país, entró en operación comercial un año después, en agosto de 2009.
LEY DEL GAS: CONGRESO DESPACHA PROYECTO
La Cámara de Diputados despachó ayer el proyecto de ley que moderniza la regulación de la distribución de gas por redes y establece el sistema para tarificar este servicio cuando un operador excede la tasa máxima de rentabilidad.
Antes de ser promulgada, la iniciativa debe pasar por el Tribunal Constitucional, ya que contiene normas de rango orgánico constitucional.
«Esta Ley del gas pone al día esta regulación en un sector tan importante para el país. Con esta nueva legislación, el Ejecutivo va a tener las herramientas para controlar, sancionar y proteger a los consumidores si una empresa sobrepasa la rentabilidad máxima contemplada en la Ley», sostuvo el ministro de Energía, Andrés Rebolledo.
La normativa que estaba vigente desde 1931 y tuvo una última modificación en 1989, ahora le quita al Tribunal de Defensa de la Libre Competencia el rol de determinar la tarificación si una distribuidora excede la rentabilidad autorizada, que quedó en un 9% para las obras existentes y sólo lo considera para resolver la solicitud de término de la tarificación que la operadora puede presentar tras cuatro años, la que incluye un mecanismo de devolución a los consumidores del exceso de rentabilidad. (DF)
También, incorpora, por primera vez para esta industria un órgano técnico independiente para la resolución de controversias en materia tarifaria y de chequeo de rentabilidad: el Panel de Expertos, que ha tenido participación en el mercado eléctrico.
