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ERNC, pisando fuerte

11 septiembre, 2016
ERNC

ERNC

Las energías renovables no convencionales prometen seguir jugando un rol cada vez más importante en la escena energética local. Sin embargo, el sector de las ERNC aún debe enfrentar varios desafíos para seguir creciendo. ¿Cuáles? Las restricciones en transmisión y un mercado con costos marginales más bajos, pueden ralentizar el alza de estas tecnologías.

Daniela Tapia
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Si hace diez años las ERNC aparecían muy tímidamente en la escena local, el panorama de hoy es completamente distinto. Ávidas de abrir nuevos mercados, varias compañías internacionales han apostado fuerte por Chile para desarrollar proyectos de energía renovable. La razón es muy sencilla: el país goza de condiciones naturales envidiables para la puesta en marcha de iniciativas de esta naturaleza. Pero el camino no ha sido fácil.

Vistas como iniciativas simbólicas, fueron las circunstancias y la cada vez mayor evidencia de los efectos del calentamiento global, las que cambiaron la mirada sobre las ERNC.

Si el corte de gas proveniente desde Argentina en la década del 2000 ayudó a impulsar tímidamente a las ERNC, la Ley 20.257 de Servicios Eléctricos que se aprobó en 2008, estableció las primeras exigencias en la materia. La meta entonces era que el 10% de la energía del mercado proviniera de fuentes renovables no convencionales.

Dos años después, el gobierno de la época anunciaba que era necesario incrementarla aún más, elevándola a 20%. La oferta sonaba atractiva para iniciar un camino de desarrollo. Pero también había dudas si se lograría la meta, debido a la baja presencia de proyectos limpios en la industria generadora.

Sin embargo, las señales positivas para las ERNC continuaron, especialmente después que en septiembre de 2013 se aprobara la propuesta que exigía a la industria que el 20% de la energía de la matriz fuera renovable el año 2025 (conocida como la norma 20/25).

Y el fenómeno comenzó a tomar forma. Si en 2010 las ERNC aportaban sólo el 3,4% del total de la capacidad instalada del país, el 2014 este tipo de energías ya representaba al 10% de la generación de electricidad. Sólo entre los años 2014 y 2015 se incorporaron 1.500 MW de capacidad instalada de fuentes ERNC al SIC y al SING, según la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera).

Planta de energía solar fotovoltaica “María Elena”, ubicada en la Región de Antofagasta, que fue inaugurada en mayo del año pasado. (Foto: Joaquín Ruiz)

Planta de energía solar fotovoltaica “María Elena”, ubicada en la Región de Antofagasta, que fue inaugurada en mayo del año pasado. (Foto: Joaquín Ruiz)

Costos a la baja

Entre las razones que explican este boom está que el costo de las ERNC ha continuado a la baja, y desde hace unos años ya es claramente más bajo que las fuentes de generación convencional termoeléctricas, según destaca Carlos Finat, director ejecutivo de Acera.

Una visión en la que coincide Raimundo Bordagorry, académico del Centro de Energía y Desarrollo Sustentable de la Universidad Diego Portales, quien agrega que particularmente, el precio de los módulos solares fotovoltaicos tiende a caer un 20% cada vez que se duplica su volumen de ventas acumulado.

“Las células que conforman los paneles también han ido incrementando su eficiencia en función de la adopción de sus cuatro sucesivas generaciones tecnológicas, y han experimentado una caída en su precio desde los US$120.76 por watt en 1977, hasta los US$0,7 por watt en 2017”, dice.

Pero el factor crucial que permitió la mayor integración de fuentes ERNC al sistema fue la modificación a las bases de licitaciones de suministro para distribuidoras.

Así lo ratifica Marcelo Matus, sub director del Centro de Energía de la Universidad de Energía, tras señalar que las licitaciones han permitido dar un marco claro para que nuevos actores ingresen al mercado.

Es más. Una de las medidas más relevantes para el crecimiento de este tipo de energías ha sido la inclusión de bloques horarios en las licitaciones para distribuidoras. La razón, a juicio de Acera, apunta a que los contratos de suministro a las distribuidoras de largo plazo y bajo riesgo son muy atractivos para la industria ERNC, ya que facilitan el financiamiento de los proyectos nuevos.

“Un beneficio adicional de las licitaciones de suministro para distribuidoras es que al ser públicas las ofertas, han ayudado a derribar el mito de que las ERNC serían caras”, argumenta el director ejecutivo de la entidad, Carlos Finat.

Sin embargo, advierte Raimundo Bordagorry, de la Universidad Diego Portales, hoy se genera el problema, que en horarios donde hay una fuerte presencia del sol, hay sectores con costo marginal cero, debido a la alta disponibilidad de energía solar, por lo que los proyectos de esta naturaleza que no tienen PPA (Power Purchase Agreement), están en problemas.

Pese a ello, de lo que no hay duda es que estas energías han logrado competir mano a mano con las de tipo convencional debido que a diferencia de otros países, en Chile no hay subsidios. Y aunque en la actualidad su penetración aún es pequeña, es posible asegurar que ésta será cada vez más fuerte y con proyecciones de más largo plazo.

Por su parte, la ley de fomento de ERNC ha reconocido formalmente el aporte de éstas al sistema, con la exigencia de un porcentaje mínimo de generación renovable para todos los participantes. Una medida que ha puesto en marcha el mercado de “bonos verdes”, en que cada empresa puede vender su generación renovable a una empresa que no la tenga, cuya tendencia a futuro parece ir al alza.

Y si hay un factor que podría poner en aprietos al sector es la crisis que está experimentando el precio del petróleo, donde es posible que las ERNC se vean afectadas por las fluctuaciones del mercado energético, al igual que todas las empresas de energía.

“Si el petróleo sigue en el rango de los 30 o 40 dólares por barril por un largo plazo, el escenario se puede poner más difícil para todas las empresas generadoras que venden al sistema sin contratos, sean o no renovables”, asevera Marcelo Matus, del Centro de Energía de la Universidad de Chile.

“La interconexión SIC-SING permitirá vender la energía renovable que se produce en el norte -mayormente solar- hacia el sur, aumentando su mercado potencial”. Marcelo Matus, sub director del Centro de Energía de la U. de Chile.  (Foto: U. de Chile)

“La interconexión SIC-SING permitirá vender la energía renovable que se produce en el norte -mayormente solar- hacia el sur, aumentando su mercado potencial”.
Marcelo Matus, sub director del Centro de Energía de la U. de Chile.
(Foto: U. de Chile)

Interconexión SIC-SING y Energía 2050

No hay duda que el escenario energético local vive un momento auspicioso, gracias a una serie de iniciativas que prometen revitalizar al sector, entre las que destacan la interconexión SIC-SING, la tramitación de la nueva ley de transmisión y la ya vigente política “Energía 2050”.

Ante esta nueva etapa, bien vale la pena preguntarse en qué situación quedarán las ERNC y cómo se ajustarán a este escenario. Para Carlos Finat, de Acera, la interconexión SIC-SING tiene la ventaja, entre otras, de constituir un sistema eléctrico de mayor tamaño y diversificación de sus fuentes, por lo que la integración de fuentes ERNC variables, como es el caso de la eólica y solar fotovoltaica, se puede hacer más eficiente y por mayores cantidades.

A esto se suma que la interconexión permitirá vender la energía renovable que se produce en el norte -mayormente solar- hacia el sur, aumentando su mercado potencial.

“La apertura hacia el sur permitirá que los embalses de esta zona cumplan una función de reserva ante las fluctuaciones de las energías renovables, lo que tendrá como consecuencia una mejor integración de las ERNC al sistema”, comenta Marcelo Matus, del Centro de Energía de la Universidad de Chile.

Mientras que la nueva política energética “Energía 2050” le otorga un rol protagónico a las ERNC en la futura matriz energética del país, estableciendo un piso de al menos un 40% de ERNC para 2035 y de un 60% para 2050. Algo que en Acera sostienen que puede ser superado y que “resultaría eficiente y seguro para el país lograr que su matriz de generación sea 100% renovable para el año 2050”, afirman.

Desafíos

A pesar de este auspicioso panorama, este tipo de energías no están exentas de problemas. Uno de ellos son las restricciones en transmisión y un mercado con costos marginales más bajos que pueden ralentizar el alza de estas tecnologías.

Una realidad que preocupa al gremio que agrupa a las energías limpias, ya que de extenderse las restricciones de transmisión, una de las teorías que se barajan es que se podría enviar una señal a los inversionistas para que dilaten sus proyectos y busquen nuevos lugares para desarrollarlos, en los cuales los recursos renovables tal vez no sean los óptimos.

Es por esto que en Acera argumentan que hay algunas medidas paliativas que se podrían implementar en el corto plazo. Dentro de ellas está la idea de maximizar la flexibilidad del parque generador termoeléctrico, evitando así que restricciones de las centrales termoeléctricas impongan un uso innecesario del sistema de transmisión. También piensan que en el nuevo proyecto de ley de transmisión es posible incorporar mecanismos que compensen a los generadores que resultan limitados en su generación debido a congestiones de transmisión.

“Las células que conforman los paneles han incrementado su eficiencia (…) y han experimentado una caída en su precio desde US$120.76/watt en 1977 hasta US$0,7/watt en 2017”. Raimundo Bordagorry, académico del Centro de Energía y Desarrollo Sustentable de la UDP. (Foto: U. Diego Portales)

“Las células que conforman los paneles han incrementado su eficiencia (…) y han experimentado una caída en su precio desde US$120.76/watt en 1977 hasta US$0,7/watt en 2017”.
Raimundo Bordagorry, académico del Centro de Energía y Desarrollo Sustentable de la UDP. (Foto: U. Diego Portales)

Una opinión de la que discrepa Marcelo Matus, sub director del Centro de Energía de la Universidad de Chile, ya que si bien un mercado con bajos costos marginales puede afectar ciertas decisiones de inversión de ERNC, en general los proyectos de energía son a largo plazo -15 a 20 años- y su estructura comercial de venta no depende directamente del costo marginal (un ejemplo de esto son las propias licitaciones), por lo que las fluctuaciones de este costo no necesariamente deben tener un impacto en la evaluación de todas las inversiones del área.

En cuanto a las restricciones de transmisión actuales, el especialista plantea que es de esperar que mejoren con la interconexión SIC-SING y las distintas proyecciones estipuladas para el sistema troncal.

“Paradójicamente, dada la flexibilidad de la energía solar para encontrar lugares de instalación, en especial en el norte, ésta podría aprovechar las restricciones impuestas por la transmisión para ser más competitiva”, explica Matus.

Y de no adecuar la forma de comercializar la energía y sólo apostar por la fórmula de costos marginales, “se verán dificultades, de hecho los proyectos solares ya están en problemas”, explica Raimundo Bordagorry, de la Universidad Diego Portales.

Así las cosas, y aún con desafíos pendientes, todo parece indicar que las ERNC aumentarán su participación significativamente en los próximos años, demostrando que este tipo de energías seguirán pisando fuerte en el escenario energético local.

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