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Precio de suministro eléctrico en la transición energética

Jun 4, 2024

Hace unas semanas, se conoció el resultado del último proceso de licitación para dar suministro a los clientes regulados (residenciales y comerciales) de las empresas distribuidoras que operan en el país. Si bien, es cierto que se ha logrado el objetivo de cobertura del 100% del suministro que se inicia el año 2027, es importante […]

Hace unas semanas, se conoció el resultado del último proceso de licitación para dar suministro a los clientes regulados (residenciales y comerciales) de las empresas distribuidoras que operan en el país. Si bien, es cierto que se ha logrado el objetivo de cobertura del 100% del suministro que se inicia el año 2027, es importante relevar las otras derivadas que se desprenden de este asunto.

Respecto a los procesos de licitación más recientes, los precios techo de energía establecidos por la autoridad se han elevado, mientras que el precio promedio adjudicado también, a lo cual se debe agregar el traspaso de costos sistémicos que ha sido controvertido por una asociación de consumidores. Al mismo tiempo, se redujo la cantidad de actores que presentaron ofertas, y el esfuerzo que hizo la autoridad por promover almacenamiento no rindió frutos.

Lo anterior da cuenta de que las actuales condiciones de mercado son más complejas y menos favorables que las observadas en la década pasada, y no hacen sino confirmar la importancia de impulsar un debate riguroso y responsable sobre la transición energética en Chile. Esto, con criterios de razonabilidad y equilibrio en los aspectos de seguridad energética, costo-efectividad e impacto ambiental.

Las energías renovables variables seguirán aumentando su presencia en nuestra matriz eléctrica, pero no se puede soslayar que requerirán el apoyo de energéticos de respaldo que garanticen la continuidad de suministro, a un costo razonable que no afecte a los usuarios, más aún ahora de cara a la implementación de un tercer mecanismo de estabilización de tarifas, y que, además, no amenacen la solvencia de las empresas que están concretando la transición.

En concordancia con lo anterior, el estudio encargado por AGN en 2023 al consorcio ISCI/SPEC concluye que ante un retiro forzado-anticipado (2035) del parque de generación a gas natural, el país incurriría en un alto costo de abatimiento (380 USD/tonCO2) para las emisiones de CO2 remanentes en la generación eléctrica (3 a 5 MtonCO2/año). Ello, a un costo estimado de US$26.000 millones en sobreinversión de tecnologías renovables, adicionales a los US$30.000 millones de inversión que ingresarán de forma eficiente a 2036, forzando así el ingreso de tecnología más caras, tales como geotermia y CSP (Concentración Solar de Potencia). Por ende, las tarifas de los clientes finales se moverían al alza.

En virtud de lo anterior, la infraestructura a gas natural está llamada a jugar un rol relevante que está respaldado por evidencia técnica y por ser costo eficiente. Y no solo por su aporte a la eficiencia, seguridad y reducción de emisiones en el sector eléctrico, sino también por las sinergias entre su uso para generación eléctrica y en otros segmentos, así como su eventual funcionalidad para el desarrollo de gases verdes, como el hidrógeno verde (H2V) o el biometano.

Carlos Cortés Simon, presidente ejecutivo de AGN Chile

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