(Diario Financiero) La hegemonía de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) en el sistema eléctrico nacional, que ya se refleja en que el 52% de los proyectos de generación que están en construcción corresponden a este tipo de tecnología, se manifiesta en las proyecciones que realiza la autoridad.

Es así que en el último informe definitivo de precios de nudo de corto plazo, una de las fijaciones tarifarias que desarrolla la Comisión Nacional de Energía (CNE), se proyecta que entre este año y el primer trimestre de 2021 el costo marginal promediará US$ 42,6 por MWh.

Este factor, que corresponde al precio al que se comercializa la energía entre las generadoras y que corresponde al costo de operar la central menos eficiente en un momento determinado, se ubicaría así en niveles previos a la crisis del gas argentino, es decir, de hace más de una década.

Comparado con el promedio de US$ 62 por MW que este indicador acumula en lo que va de mayo, la caída proyectada del costo marginal alcanzaría a 33%.

Los promedios ponen en evidencia que el precio de la energía mayorista seguirá la tendencia de los valores comprometidos a partir de 2021 para los suministros de clientes regulados, entre ellos los residenciales, ya que se pronostica que el mayor nivel se daría en marzo del próximo año, con US$ 68,4 por MWh.

El menor valor, en tanto, se espera para noviembre de este año y llegaría a US$ 28 por MWh, considerando valores para el mayor de los sistemas eléctricos del país, el Interconectado Central (SIC), que entre Taltal y Chiloé abastece al 94% de la población del país.

Costo del GNL

Esta reducción del precio de se dará pese a las proyecciones para la evolución de combustibles como el gas natural licuado (GNL) y el diésel que, aunque menor, juegan un rol en la generación.

En el primer caso, frente a un precio promedio de US$ 6,3 por millón de BTU (unidad térmica británica) esperado para este año, la proyección de la CNE se eleva a US$ 9,7 por millón de BTU y a US$ 10,5 por millón de BTU al 2029, el último año del período que considera el informe definitivo de precio de nudo.

El valor promedio del hidrocarburo importado para este período alcanza a US$ 9,6 por millón de BTU, lo que representa 52% de alza respecto del valor estimado para este año.

Contrario a lo que podría pensarse, el diésel se sigue requiriendo para la producción eléctrica en un porcentaje que ronda al 2% a 3% del mix, el que podría aumentar por la necesidad de respaldar la presencia de ERNC.

En este caso, la proyección de la autoridad también es al alza, pues si para este año se espera un precio promedio de US$ 49 para el barril de Brent, al final del período este valor se eleva a US$ 104,3.

En promedio en el período a 2029, este valor llega a US$ 84,7 por barril, casi el doble del precio con el que este combustible cerró el año pasado, US$ 43,7 por barril.

Sin gas y con poca agua

En lo que respecta a la indicación que la autoridad hace para el desarrollo futuro de la matriz de generación y siguiendo el derrotero de lo que el año pasado pasó con el carbón, las centrales a gas natural fueron eliminadas del plan de obras.

Una situación similar se dio con la hidroelectricidad, ya que sólo el 1,3% de la capacidad total de generación que la CNE recomienda instalar a enero de 2027, la que totaliza 2.915 MW, corresponde a unidades de este tipo. Se trata de dos unidades de pasada, cada una con 20 MW de potencia.

De esta forma en la recomendación de la autoridad considera dos tecnologías: eólicas y solares, representando las segundas el 65% del total propuesto, con 1.895 MW, lo que equivale, por ejemplo a dos veces la potencia del complejo termoeléctrico Nehuenco o poco menos de tres unidades como la hidroeléctrica Ralco.

La estimación de la CNE es que al 2021, cuando entran en servicio los contratos adjudicados en la licitación de 2016, la más grande realizada, las ERNC representarán del orden de 21% de la matriz, mientras que a marzo de este año representaron el 17% del total.