El Coordinador Eléctrico informó que de los 6.800 MW de potencia que están en construcción (buena parte de ellos representados por proyectos eólicos y solares), sólo el 14% (932 MW) tienen total disponibilidad para despachar su energía en el sistema.
Los 5.868 MW restantes operarán pero sobre líneas congestionadas, lo que reducirá su capacidad de entrega de energía.
"Va a haber un parte de la producción que no se va a poder inyectar y, por ende, tampoco vender", advierte Javier Bustos, director ejecutivo de la Asociación Gremial de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor A.G.). En diálogo con Energía Estratégica, el directivo considera que, ante esta coyuntura de costos marginales que llegan a los 300 dólares por MWh -debido a la sequía, la salida de operaciones por mantenimientos de plantas térmicas y la recuperación de la demanda-, el Gobierno debería incentivar el emplazamiento de centrales cerca de los centros de consumo donde aún hay capacidad de transporte.
"Naturalmente el gran potencial solar de Chile está en el norte, y la mayoría de los proyectos se están desarrollando allí.
El problema es que las áreas fuertes del consumo no sólo están en esa zona (como puede ser el sector industrial-minero) sino también en el centro del país.
Entonces lo que uno debería ver es cómo aprovechar proyectos que quizá no tienen un factor de planta tan alto como en el norte pero son igualmente buenos y están cerca de las zonas de consumo", reflexiona Bustos.
Y remata: "Tener que estar construyendo permanentemente líneas de transmisión por cientos o miles de kilómetros para aprovechar este potencial finalmente no es lo óptimo; sino que lo óptimo sería aprovechar más la generación descentralizada, sean proyectos grandes o más pequeños, como PMGD.
Bustos indica que de haber señales que incentiven el desarrollo de nueva potencia en cercanía a los centros de consumo habría no sólo mayor capacidad de respuesta ante problemas de oferta eléctrica como las que hay ahora sino una mayor capacidad para implementar los planes de descarbonización que está llevando a cabo el país. Impactos por los costos marginales Según el director ejecutivo de Acenor, la suba de los costos marginales no afectará a todos los clientes libres por igual, pero generará repercusiones.
Indica que los más damnificados por esta coyuntura serán los que tienen contratos que se ajustan al precio del mercado spot.
Al igual que los que estén renegociando contratos en estos momentos.
"Ante esta incertidumbre de cuánto va a durar la sequía, y condiciones estructurales del cambio climático, de alguna manera genera más riesgo a la hora de negociar o firmar nuevos contratos", advierte Bustos.
Pero, indirectamente, el directivo observa que esta suba en los costos marginales afecta el Mercado de Servicios Complementarios, "particularmente control de frecuencia", aclara y explica: "El costo de oportunidad del servicio complementario subió mucho, entonces en el corto plazo probablemente el efecto más grande va a estar en mayores costos por servicios complementarios.
Cuenta que estos cargos por servicios complementarios empezaron a fijarse en enero del 2020, y cuando se cuando se instrumentó se pagaban unos 0,5 dólares por MWh.
"Ahora, a un año y medio, ha aumentado en 2,5 a 3 dólares por MWh.
Es un costo que ha ido creciendo significativamente; y la duda que tenemos ahora es qué va a pasar de aquí a abril que se espera que sea un año seco y que no podamos utilizar los embalses para servicios complementarios sino gas, que está sumamente caro", manifiesta.