Licitación eléctrica muestra alta dispersión en ofertas ERNC
El fenómeno abrió el debate respecto de cómo se proyecta la evolución del costo de desarrollo de estos proyectos.
¿Cómo evolucionarán los costos de desarrollo de las energías renovables no convencionales? Pese a que el consenso es que irán a la baja, la reciente apertura de ofertas económicas de la licitación para proveer de electricidad a clientes residenciales por unos 2.000 GWh a partir de 2024, abrió el debate en torno a la real magnitud de esta caída.
Esto, por la alta dispersión que mostraron las ofertas en base a estas fuentes, en el marco de un concurso cuyos adjudicatarios se conocerán hoy.
Mientras el promedio de las propuestas efectuadas por los 24 participantes se situó en US$ 49,5 por MWh, levemente superior a los US$ 47,5 del año pasado, las fotovoltaicas fueron las más bajas con una media de US$ 31,3.
En este último caso el veredicto es que su desarrollo sería rentable con estos niveles de precios, algo que no ocurre con iniciativas eólicas.
Esta tecnología, que hoy en el SIC representa 4% de la capacidad instalada, con casi 700 MW, tuvo un promedio de US$ 52,98, pero se descompone de propuestas que van desde los US$ 34 por MWh hasta un máximo de US$ 77.
Especialistas explican que esta diferencia da cuenta de que una parte de la industria estima que los proyectos no serán rentables a un nivel más bajo del actual.
Según un informe de la Comisión Nacional de Energía, hoy la inversión en tecnología eólica es de US$ 2 millones por MW y de US$ 1,9 millón para la solar fotovoltaica, en base a datos de 2016.
Algo de esto mostró también el precio ofertado por Colbún, que aunque permite distinguir tecnología promedió US$ 54 el MWh.
Cercanos a la compañía explican que la eléctrica tiene una mirada distinta a otros actores respecto de lo que debiera ser el precio a más largo plazo del suministro eléctrico, ya que contratos como estos deberían reflejar el costo real para tener una industria competitiva y sustentable en el tiempo.
La eléctrica de los Matte visualiza una serie de riesgos que deben ser asumidos respecto, por ejemplo, de los volúmenes que efectivamente se van a suministrar al amparo de estos contratos licitados y la ausencia de incentivos para que la energía nominalmente requerida se ajuste efectivamente a la demanda real.
Fuente: Diario Financiero
