Revista Nueva Minería

Gracias a la ley 20/25 y la última licitación de suministro para distribuidoras, las ERNC forman parte de una oferta que promete jugar un rol cada vez más importante en la matriz energética. Y aunque su futuro se proyecte auspicioso, el despegue de este tipo de energías también despierta críticas por parte de algunos actores de la industria. El debate está abierto.

Por Daniela Tapia – Revista Nueva Minería y Energía NME

Hace diez años, nadie daba un peso por las Energías Renovables no Convencionales (ERNC), literalmente. Eran vistas casi desde un punto de vista romántico, porque son más limpias que las centrales a diésel y carbón y claramente menos invasivas que las megarepresas, pero no lograban convencer. La poca capacidad de generación, sumado a los altos costos de las tecnologías, las transformaban en una bonita declaración de intenciones. Pero de ahí a ser una alternativa seria de generación, faltaba un largo trecho.

Fueron las circunstancias y la cada vez mayor evidencia de los efectos del calentamiento global, las que cambiaron la mirada sobre las ERNC.

En mayo de 2007, las noticias energéticas del país no eran muy alentadoras. Los medios titulaban con los cortes de gas provenientes desde Argentina que alimentaban la operación de varias de las principales empresas del país. Con este escenario, diésel y carbón se volvieron prácticamente imprescindibles para que la producción nacional no se paralizara; una solución pasajera y que puso en la mesa un nuevo debate: ¿cómo solucionar el problema de abastecimiento energético en el país de manera más limpia y eficiente?

Grandes centrales hidroeléctricas, ciclos combinados de gas y operaciones a base de petróleo surgían como la respuesta urgente. Pero a la par, tímidamente, los primeros incentivos para el desarrollo de las ERNC asomaban como propuesta para paliar el déficit.

Las primeras noticias oficiales vinieron de la mano de la Ley 20.257 de Servicios Eléctricos, que en 2008 estableció las primeras exigencias en la materia. La meta entonces era que el 10% de la energía del mercado proviniera de fuentes de ERNC. Dos años después, el ex Presidente Sebastián Piñera anunciaba que era necesario incrementarla aún más, elevándola a 20%. La oferta sonaba atractiva para iniciar un camino de desarrollo, un poco incierto, hay que decirlo, debido a la baja presencia de los proyectos limpios en la industria generadora. Pero la urgencia de generar MW impulsó a que actores de todo el mundo pusieran sus ojos en Chile.

Pero no fue el único motivo. El fin de los subsidios a estas obras en Europa provocó un éxodo de compañías -como Vestas y First Solar- que empezaron a mirar oportunidades en otros mercados emergentes, entre ellos Chile.

A la par, el debate interno continuó. Después de tres años, en septiembre de 2013 se aprobó la propuesta para exigir a la industria que el 20% de la energía de la matriz sea renovable al año 2025 (conocida como la norma 20/25). La normativa obliga a las distribuidoras a certificar la cantidad de energía que retiran del sistema a través de contratos firmados con plantas limpias.

Y el boom comenzó a hacerse realidad. Si en 2010 las ERNC aportaban sólo el 3,4% total de la capacidad instalada del país, según un informe del entonces Centro de Energías Renovables del Gobierno (CER Chile), el 2014 marcó un punto de quiebre en su desarrollo al aumentar en un 10% su aporte en la generación de electricidad, llegando a 2.052 MW de potencia en el país. Todo un hito, ya que en 2014 las centrales ERNC en construcción crecieron en un 77%, mientras que el total de proyectos aprobados y en proceso de aprobación en el SEIA se acrecentaron en un 47%.

No sólo eso. Las estimaciones de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera) apuntan a que entrarán en promedio 1.000 MW anuales (eólicos y solares) en los próximos tres ejercicios, con lo que a 2016 las ERNC superarían el peso actual del carbón en la matriz.

¿Qué explica este inédito peak? Para Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía, la ley 20/25 resultó ser un catalizador relevante para la industria, además de los altos precios internacionales de los combustibles y los extensos períodos de sequía que ha experimentado el país, los que elevaron los precios de la energía, convirtiendo a las ERNC en un mercado atractivo.

Otro factor que contribuyó al ingreso masivo de las ERNC durante el año pasado fue la disminución en los costos de inversión de tecnologías como la eólica, fotovoltaica y recientemente la concentración solar, bajando entre un 40% y 50% en algunos casos. Sin embargo, a juicio de Ramón Galaz, de Valgesta Energía, no existe certeza de que este fenómeno se pueda sostener por un tiempo prolongado.

“Todo dependerá del nivel de madurez que puedan alcanzar las distintas tecnologías. Un caso interesante es, por ejemplo, el de la concentración solar donde aún hay espacio para que sus costos puedan bajar”, sostiene.

Licitaciones: el gran motor

Si hubo un elemento que en 2014 coronó la mayor integración de fuentes ERNC al sistema fue la modificación a las bases de licitaciones de suministro para distribuidoras.

Así lo confirma el último proceso de licitación, donde el 30% de la adjudicación fue para empresas generadoras de ERNC, cuya participación significó el ahorro de US$ 360 millones para los consumidores finales regulados, según los cálculos de Acera.

“Es importante señalar que el precio promedio ponderado de los contratos con empresas ERNC es 8 US$/MWh más bajo que el de sus contrapartes convencionales”, indica Carlos Finat, director ejecutivo de la asociación gremial.
Es que las mejoras incorporadas en las bases de esta licitación -entre ellas los bloques horarios- abrieron más el mercado y generaron condiciones de mayor competencia.

“Este mecanismo abrió nuevas oportunidades para las ERNC y permitió el ingreso de nuevos actores, teniendo como principal resultado la baja en los precios. En promedio, se logró un precio de US$ 107/MWh para dicho proceso”, agrega Carlos Finat, de Acera.

Algo que ratifica Rodrigo Castillo, director ejecutivo de la Asociación de Empresas Eléctricas, para quien las últimas licitaciones han demostrado que en volúmenes razonables las ERNC pueden colaborar en disminuir los precios generales del sistema.

“Sí creo importante insistir en que para alcanzar los niveles de penetración de ERNC que proyectamos se requiere un cambio en los estándares de gestión del sistema y funcionamiento de los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC). Este factor es clave y aún tenemos mucho por hacer”, añade el representante de Empresas Eléctricas.

¿Viento en popa?

A pesar de este auspicioso panorama, este tipo de energías no están exentas de problemas. A juicio de René Muga, vicepresidente ejecutivo de la Asociación de Generadoras, si bien las tecnologías renovables se han vuelto competitivas, también presentan desafíos para el sistema relacionados a la gestión e intermitencia de sus aportes.

“Hoy no es tema si las ERNC van a entrar o no a los sistemas, sino cómo lograr una integración eficiente de energías que tienen características diferentes a las centrales de base, que le dan sustento estable a las redes”, dice.

Para enfrentar este escenario -plantea Muga- se deben encontrar mecanismos para asegurar que la variabilidad de energías como las eólicas o solares, que producen una parte del día, sean gestionadas de mejor manera. “Esto es, al mínimo costo y tomando en cuenta criterios de eficiencia, por ejemplo con las centrales térmicas, y la necesidad que se tendrá de operarlas en mínimos técnicos”, manifiesta.

Una opinión similar tiene el gerente general de Colbún, Thomas Keller, para quien existen costos importantes asociados a la incorporación masiva de estas energías. “No hay capacidad de reserva para satisfacer la demanda, puesto que por su intermitencia las ERNC no están en condiciones de aportar energía al sistema”, afirma.

Las restricciones en transmisión también surgen como uno de los retos que deben superar no sólo las ERNC, sino también las energías convencionales. Prueba de ello es que uno de los mayores polos productivos de energía eólica en el país, la región de Coquimbo (que lidera a nivel nacional en capacidad instalada de ERNC con 592 MW), mantiene paralizados los proyectos a la espera que se materialicen las iniciativas de transmisión anunciadas para la zona, ya que la capacidad actual está copada.

“En la medida que el sistema no se desarrolle de manera eficiente, pero sobre todo en forma oportuna, los costos de energía serán mayores y la entrada de nuevos proyectos se dificultará, tanto para las ERNC como las energías convencionales”, expresa Ramón Galaz, especialista de Valgesta Energía.

A eso se suma la posible baja en los costos marginales que a futuro podrían tener un impacto en el desarrollo de los proyectos de ERNC.

Para Ramón Galaz, de Valgesta Energía, algunos desarrolladores han apostado por vender su producción de energía en el mercado spot, debido a los elevados costos marginales que presentó en su momento el sistema. Sin embargo, la situación está cambiando.

“Con menores precios internacionales del petróleo, del carbón, y eventualmente el GNL, sumado a años hidrológicos que podrían acercarse a años normales, las proyecciones de costos marginales pueden ir a la baja”, indica.

Con ello, el mercado spot dejará de ser una alternativa atractiva para vender la producción de energía, lo que obligará a los desarrolladores de ERNC a buscar contratos de suministro de largo plazo y en condiciones de precios que les permitan concretar sus proyectos. “Es un desafío importante que deberán enfrentar”, dice.

Con todo, buenas proyecciones y también algunos asuntos pendientes, el boom suma y sigue. De acuerdo al último plan de obras de la matriz eléctrica proyectado por el gobierno, se estima que entre los años 2018 y 2030 se construyan en el país obras por 4.979 MW, de los cuales el 70% debería provenir de ERNC. Los cálculos hablan que, para esos años, deberían levantarse 2.050 MW solares (equivalente a 41,1% del total de la matriz) y 1.450 MW eólicos (con un peso relativo de 29,1% en la matriz).

¿Cifras demasiado optimistas? Eso está por verse, pero lo cierto es que estos números no hacen más que confirmar el gran avance que han tenido y que seguirán teniendo las energías renovables no convencionales en la matriz energética del país.

Manos a la obra

Pese a los desafíos que supone entrar de lleno en la industria de las ERNC, hay varios proyectos que han soslayado los baches. La Central Eólica Punta Palmeras, ubicada en la comuna de Canela, en la Región de Coquimbo, es uno de ellos.

El proyecto, perteneciente a la compañía española Acciona, fue inaugurado por la Presidenta Michelle Bachelet en enero pasado. Cuenta con 15 aerogeneradores de 3 MW cada uno, los de mayor rango de potencia en Chile, produciendo 45 MW de generación, equivalente al consumo de más de 60 mil hogares.

La energía eléctrica producida por el parque eólico -unos 124 GWh anuales- se suministra a Colbún en el Sistema Interconectado Central (SIC) mediante un contrato de venta de energía a 12 años, prorrogable otros cinco a voluntad del cliente.

La estadounidense SunEdison es otra compañía que entró de lleno a la industria local con Amanecer Solar CAP (150 MW), la mayor planta fotovoltaica del continente inaugurada en junio que cuenta con un acuerdo de compra de energía del Grupo CAP, y San Andrés (50 MW), ambas ubicadas en Copiapó y que inyectan su energía al Sistema Interconectado Central, SIC.

Por su parte, la compañía minera Antofagasta Minerals, que en asociación con SunEdison, dio el vamos a la construcción de la planta fotovoltaica Javiera en septiembre pasado. Ubicado en la Región de Atacama, el proyecto ocupará una superficie de 180 hectáreas, inyectará toda su energía al Sistema Interconectado Central (SIC) y servirá para abastecer al yacimiento minero Los Pelambres.

Se estima que en su primer año de funcionamiento, la nueva planta genere 179 GWh de energía limpia anual, abasteciendo alrededor del 12% de las necesidades energéticas de Los Pelambres.