Vivianne Blanlot Soza (Ex Ministra de Energia, Directora de Colbun).

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Habría que comenzar por decir que los objetivos del desarrollo eléctrico del país son alcanzar un óptimo social basado en la sustentabilidad ambiental y en un abastecimiento adecuado al grado de desarrollo y a los niveles de bienestar deseados por la sociedad. Para alcanzarlos, los precios y los costos deben ser competitivos y socialmente sostenibles.

Dicho esto y situándose en el marco de la necesidad de ampliar la matriz eléctrica para satisfacer los crecientes requerimientos de una economía en desarrollo, hay que evaluar el efecto de diversas políticas a partir de escenarios posibles y del potencial que ofrecen las fuentes alternativas. En nuestro país esta labor es realizada por la Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico (CADE) mediante simulaciones que prevén un descenso de la demanda en el Sistema Interconectado Central (SIC) de 5.5% a 4.5% anual entre 2012 y 2030 y un incremento de esta de 3.5% a 4.7% anual en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). El escenario base comprende las políticas que se aplican actualmente y se contemplan diferentes escenarios con políticas alternativas y restricciones. Las simulaciones realizadas muestran matrices posibles y tradeoffs que deben considerarse al definir las políticas.

Las conclusiones de las simulaciones relativas a las posibilidades de desarrollo de la matriz eléctrica muestran que en el SIC las tecnologías de menor costo y mayor competitividad son las de generación hidráulica de gran escala, la geotermia y las minicentrales hidráulicas. Se comprobó que según la tasa de penetración de las energías renovables no convencionales (ERNC), limitar el desarrollo de grandes proyectos hidroeléctricos aumenta el costo entre un 7% y un 7.5% y las emisiones de CO2 entre 37% y 39%.

En el caso del SIC, para ampliar la matriz eléctrica a partir de energías convencionales sin llevar a cabo proyectos hidroeléctricos de gran escala sería preciso incorporar 3.300 MW de energía nuclear y 3.200 MW producidos por centrales térmicas. De no materializar las centrales de Aysen habría que sustituirlas por 2.600 MW producidos por centrales térmicas. Las emisiones se elevarían un 30% y el mayor costo actualizado al año de entrada de la primera central de Aysen sería de 2.600 millones de dólares.

En el marco regulatorio actual, el SIC muestra buenas posibilidades de uso de ERNC competitivas, cuya utilización se elevaría a 24% en 2024. Sin embargo, hay que tener presente que la incorporación en la...