ERNC

Sus costos han caído en la última década y pese a ello, aún no logran contratos de suministro de largo plazo.

 En los próximos 12 años, la matriz energética del país deberá tener 20% de su capacidad de generación en base a Energías Renovables No Convencionales (ERNC). Eso es lo que estima la Ley 20/25, aprobada por el Congreso en septiembre y que hoy está en fase de redacción de sus reglamentos. Con esta norma, Chile necesitará de 6.500 MW de nueva capacidad instalada adicional a 2025, lo que generará inversiones por más de US$ 13 mil millones.

Hoy, la falta de proyectos eléctricos está potenciando el desarrollo de estas energías. Expertos del sector hablan de un nuevo boom, que esta vez va de la mano de una fuerte caída en los costos de inversión. A la fecha, según información del Servicio de Evaluación Ambiental, existen en el país proyectos de ERNC por 1.079 megawatts (MW) en operación. En construcción, sólo hay 697 MW. De ellos, los eólicos (490 MW) y los solares (126 MW) concentran la mayoría. En aprobación, en tanto, se contabilizan 9.653 MW, de los cuales más de 50% corresponde a energía solar y cerca de 40%, a eólica.

Pero hay un problema. Los más de 6.000 MW aprobados ambientalmente no tienen aún un contrato de suministro amarrado, según Francisco Aguirre, socio de Electroconsultores. El avance tecnológico, que ha reducido los costos, no ha sido suficiente, porque como las ERNC no generan de manera constante, no se ven como confiables, añade.

Pero Alfredo Solar, presidente de Acera, que reúne a las desarrolladoras de ERNC en Chile, cree que las empresas, en particular las mineras, deben realizar un proceso de aprendizaje y confiar en esta nueva oferta. Eso pasa, explica, porque los clientes se abran a una nueva forma de enfocar los compromisos de suministro. “Hay fórmulas estables de modelos de contratos que pueden resolver los temas de la gestionabilidad de las ERNC, para abastecer contratos de demanda plana como los mineros”, plantea. Lo que hay que hacer, expresa, es “implementar estos contratos y asumir los riesgos, a través del respaldo de energía del mercado spot”.

Las ERNC, asegura Solar, están generando energía barata. Lo ejemplifica en que hoy el país usa un gas natural licuado (GNL) que llega a valores de US$ 10 o US$ 12 por millón de BTU, mientras la energía producida por esa tecnología está en US$ 120 el MWh. La electricidad de una central fotovoltaica o eólica, en cambio, “está cerca de US$ 90 por MWh. Las ERNC pueden ofrecer energía a más bajo costo que una planta de ciclo combinado o diésel, que despachan sobre US$ 200 por MWh y a precios comparables con los de una central a carbón nueva”, detalla.

Para mostrar el aporte de estas tecnologías, el gremio presentó en 2012 un estudio de la Universidad de Chile que analizó la situación del SIC en 2011, cuando el sistema tenía 4% de su generación en base a energías renovables. “La presencia de ERNC hizo bajar el costo marginal del SIC, en promedio, en US$ 32 por MWh y generó un ahorro operacional al sistema de US$ 180 millones”, cuenta. Pero Aguirre matiza ese punto. Si un cliente libre cierra un contrato de ERNC, indica, debe tener en cuenta la intermitencia de la generación, la que debe ser suplantada por energía del mercado spot. “Los US$ 90 por MWh se pagan cuando están disponibles las ERNC. Pero a un cliente que necesita cubrir las 24 horas con energía no le sirven esos valores, porque la cifra se eleva tranquilamente a US$ 120 o US$ 130 por MWh”.

La gerente general de Energética, María Isabel González, comparte esa visión. El riesgo del cliente libre, sostiene, está en tener que pagar más por la energía que no se logra generar cuando hay sol o viento. “Ese mix sale más caro que tener un contrato con una termoeléctrica a carbón e incluso a gas”, explica.

Ramón Galaz, gerente general de Valgesta, ve que el costo de inversión de estas tecnologías ha bajado y que hay que tomar en cuenta que los precios de la energía en Chile son bastante altos. “Con ese escenario, las ERNC son tanto o más competitivas que la generación a carbón o con gas”, considera.

Menores costos

En Chile, las tecnologías que más están creciendo son la solar fotovoltaica y la eólica. Ambas han registrado importantes avances en la última década. “En el caso de la energía solar, hemos visto un descenso sostenido de precios prácticamente en los últimos 10 años. En la eólica ha habido una evolución tecnológica muy importante, lo que repercute en una baja en el precio”, afirma Solar. Los valores, calcula, han caído hasta 10 veces, comparados con la década pasada y los parques eólicos aumentaron su disponibilidad diaria. Su factor de planta está cercano al 40%, lejos del 20% a 25% de antes.

En términos de precios, el módulo solar fotovoltaico pasó de US$ 10.000 el MW a US$ 600 el MW. “Una planta solar fotovoltaica puede estar en torno a los US$ 1,3 millones y US$ 1,8 millones el MW”, afirma Alfredo Solar. Ramón Galaz anticipa que los costos de inversión pueden bajar de nuevo, pero no al ritmo de los últimos tres años, apunta.

El repunte productivo de China, explica Francisco Aguirre, está tras la fuerte caída de los costos de inversión. Dicho país es el principal productor de módulos fotovoltaicos para EE.UU. y Europa. Los costos medios (gastos de operación más mantenimiento) de una central fotovoltaica se sitúan en unos US$ 113,3 MWh, cifra que se compara con los US$ 115,2 MWh de una central de ciclo combinado que opera con gas natural licuado (GNL). Las cifras, a juicio de Aguirre, están lejos de los US$ 87,1 por MWh de una central a carbón o los US$ 70,6 por MWh de una hidroeléctrica con embalse.

Licitaciones

Una de las propuestas de Acera es que a las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) se les dé espacio para participar en las licitaciones de suministro de las distribuidoras, proceso que este año sólo logró ofertas de dos generadoras. La fórmula es ofrecer bloques de energías que se consuman en un mes o en un año, pero sin compromisos horarios.

“Que sea de carácter mensual es el requisito que un generador renovable necesita, porque los recursos renovables no son gestionables por el dueño de la central y es muy riesgoso asumir compromisos de suministro en términos horarios”, dice Solar.

La Tercera

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