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Los factores que complican el boom de la industria de ERNC en Chile

Los proyectos de Energía Renovable No Convencional han proliferado durante los últimos años. Sin embargo, algunos problemas que vienen desde el extranjero, sumando a la fuerte reducción de los costos marginales y a las restricciones en transmisión a nivel local, han instalado una serie de dudas sobre el futuro de esta industria. Gobierno y gremio recalcan que todavía hay mucho espacio para crecer.

Crédito: Agencia Uno
Los factores que complican el boom de la industria de ERNC en Chile

Por José Carlos Prado

A principios de esta semana se conoció un informe que destaca a Chile entre los diez países con mayor inversión en Energía Renovable No Convencional (ERNC) durante 2015. Las cifras hablan por sí solas: US$ 3.400 millones se destinaron a este tipo de proyectos, lo que significó un crecimiento de 151% respecto de 2014.

Números alegres que contrastan con la compleja situación que atraviesan algunas empresas extranjeras de este rubro con proyectos en el país. La estadounidense SunEdison llegó a caer 55% en bolsa por las dudas que existen sobre su estabilidad financiera y la española Abengoa hace varios meses está en negociaciones con sus acreedores para evitar la quiebra.

Escenarios que se contradicen y que al mismo tiempo alimentan cierta incertidumbre respecto del futuro de las ERNC en Chile. Nadie en el mercado duda que sigan creciendo y que la meta del 20/25 (20% de la matriz energética con este tipo de energía en el año 2025) se cumpla incluso antes de la fecha comprometida.

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Más bien, las interrogantes tienen que ver con la estructura del negocio y con la posibilidad de que se avance hacia una consolidación, que en el futuro cercano comience un proceso de fusiones y adquisiciones y el número de actores que operan actualmente disminuya.

Las razones son varias y entre ellas destacan dos. Primero, los bancos ya no estarían financiando proyectos que no tengan contratos con clientes libres o distribuidores. ¿La razón? Los costos marginales ya no están en los niveles de años anteriores y, por lo tanto, el mercado spot dejó de tener atractivo económico. Segundo, existen problemas con la capacidad de transmisión del sistema eléctrico que complica la venta de energía para las ERNC.

El reporte de marzo de la consultora Systep explica que la baja de los costos marginales del SIC se debe a una combinación de factores: mayor disponibilidad de recursos hídricos y la reducción de los precios de los combustibles fósiles. Además, el mismo informe sostiene que las restricciones de transmisión del sistema, principalmente en el norte del SIC, también complican a las ERNC.

“El gran volumen de generación solar instalada en esa zona ha producido una baja importante en los costos marginales durante el día, incluso llegando a cero, afectando el desarrollo de nuevos proyectos”. De todos modos, agrega el documento, se espera que esta restricción desaparezca con la entrada en operación de la línea Cardones – Polpaico 500 kV a fines de 2017.

Sin embargo, el informe advierte dificultades de acceso a financiamiento bancario por parte de proyectos sin contratos de energía y que venden su producción en el mercado spot local. “Si bien algunos desarrolladores de proyectos ERNC han enfrentado la congestión en la transmisión ubicándose en zonas centrales cercanas a sus demandas, la principal herramienta para asegurar estabilidad en los ingresos y permitir un futuro desarrollo de estas tecnologías es la obtención de contratos de suministro eléctrico (PPA por sus siglas en inglés). Los PPAs además de permitir manejar el riesgo del mercado spot, son un requisito fundamental exigido hoy por entidades bancarias para el acceso al financiamiento”, detalla.

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Esto es confirmado por una fuente del sector bancario. “Hasta el primer trimestre del año pasado la  actividad era fuerte, los costos marginales seguían sobre US$ 100 MWh. Pero luego comenzó a bajar y los bancos se empezaron a replantear la situación del mercado, si sustentaba seguir financiando en base  al mercado spot. Por eso ahora se enfocan en proyectos con contratos o que sean más pequeños, las llamadas PMGD porque esas  generadoras acceden al precio estabilizado”, reconoce dicha fuente.

El costo marginal en Alto Jahuel 220 (SIC) en febrero recién pasado fue de US$ 58,3 MWh y en octubre del año pasado tocó un piso de US$ 35,8 MWh, su menor valor en 9 años.

Por ello, para las ERNC  es clave la licitación eléctrica denominada 2015/01, que hace un par de semanas el gobierno aplazó, fijando su inicio para julio próximo. “(…) toma relevancia no sólo por el volumen de energía licitada (13.750 GWh/año), sino además por la oportunidad de obtener contratos para el futuro desarrollo de proyectos ERNC”, señala Systep.

Tanto desde el gobierno como de la industria de ERNC descartan que situaciones como las de SunEdison o Abengoa afecten operaciones en Chile y hablan de un amplio espacio que aún les queda por crecer.

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