Industria y expertos descartan la sobreinversión entre las causas de los problemas que enfrentan las energías renovables

Que los generadores de energía renovable ubicados en el norte están dando de baja permanentemente su producción porque la capacidad de transmisión no es suficiente, que cuando logran inyectar al sistema eléctrico lo hacen a costo marginal cero y que más de 9.000 MW de proyectos solares y eólicos están preparados para entrar en 2030 (que se suman a los casi 10.000 MW ya instalados) no significa que haya una sobreinversión en estas tecnologías. Así lo afirman casi todas las voces de la industria, más allá de las diferencias de opinión sobre las causas de los problemas que enfrenta la industria.

Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera), refutó rotundamente cualquier tesis al respecto en un seminario realizado este lunes, alimentado por los casos de dos empresas que desistieron de seguir cumpliendo sus contratos con regulados. clientela. , por incapacidad de pago por posiciones deficitarias de generación: “Descargas, desacoplamientos y sobre todo valoraciones a coste marginal cero se dan en todo el sistema, no es un problema de las instalaciones solares del norte, afecta a todas las tecnologías. Por tanto, es un problema sistémico y no de los pocos que hacían malos cálculos o eran más reacios al riesgo”.

Al respecto, Rodrigo Jiménez −director general de la consultora Systep− afirma: “Yo no hablaría de sobreinversión teniendo en cuenta que el mundo se está embarcando en la neutralidad de carbono para combatir el cambio climático con tecnologías limpias”. A su juicio, el quid está en que para reponer el stock de plantas de combustibles fósiles no solo se necesitan estas energías renovables de fuentes variables (sol, eólica, hidroeléctrica de pasada), sino energías gestionables que se puede despachar con certeza. Y aunque tradicionalmente se trataba de centrales eléctricas de gas y carbón, “han surgido nuevas tecnologías para gestionar energías limpias, como centrales termosolares, centrales de bombeo y baterías, que permiten descarbonizar la matriz de forma segura”. Así, una condición sine qua non para cumplir el objetivo de cerrar todas las centrales de carbón es que la creciente adopción de fuentes renovables vaya acompañada del almacenamiento: “La ley de almacenamiento va en la dirección correcta al reconocer proyectos de este tipo sin generación la posibilidad de participar”. en el mercado y ser remunerado por el poder, pero la ley no será suficiente, será clave para bajar el precio de estas tecnologías”, enfatiza el ejecutivo.

Ramón Galaz, director ejecutivo de Valgesta Nueva Energía, también es exhaustivo: “Definitivamente no hay sobreinversión. Chile debe avanzar hacia una matriz limpia que le permita cumplir con las metas de carbono neutralidad, y en esto las renovables juegan un papel fundamental. Pero debemos crear las condiciones propicias para ello.

El exsecretario ejecutivo del CNE, José Venegas, dice: “No creo que sea un problema de sobreinversión, sino de una suma de varios errores. Primero, la Ley de Transmisión eliminó la señal de ubicación y eso hizo que las plantas solares que se instalan en el norte no vean que el costo de transmisión es mucho más que el beneficio de tener más generación solar en esa zona. Si no se hubiera perdido la señal de ubicación, esa energía se inyectaría en el centro sur y las líneas no estarían congestionadas. Como segundo punto, agrega que ha habido una “fantasía infantil” de creer que era posible reemplazar rápidamente todo el parque termal con ERNC: “Siempre dijimos que eso llevaría tiempo y que había que ser prudentes con las termas”. retirada, más aún ante sequías. Ahora que enfrentamos el riesgo de la escasez y el alto costo de los combustibles, estamos comprobando el importante impacto de la generación térmica y nos damos cuenta de que no podremos prescindir de ella por mucho tiempo”. En tercer lugar, menciona que por exceso de dogmas, Chile no ha podido desarrollar más la transmisión: “Dijimos cien veces que sin la transmisión acompañando a las ERNC, estas no servían de nada”. Y advierte que si bien las baterías son el futuro, el sustento a corto y mediano plazo es la disponibilidad de gas y petróleo, con almacenamiento adicional: “Es increíble que nadie mencione la necesidad de ampliar las terminales de GNL”.

Otro punto que genera consenso es que la infraestructura de transmisión quedó muy rezagada con respecto al auge de las plantas fotovoltaicas y eólicas, que arrancó con los cambios a la licitación para clientes regulados en 2014, que introdujo la cuota ERNC, aunque el verdadero detonante de su multiplicación fue el rápido abaratamiento de estas tecnologías, destaca el gerente de Systep, Rodrigo Jiménez. A eso se suma que mientras la construcción de las centrales de embalse tomó alrededor de seis años, las de carbón entre cuatro a cinco y las de gas un poco menos, sin contar permisos; las solares tardan como máximo dos años. Y a cambio, planificar líneas de refuerzo de transmisión, licitarlas, obtener permisos y construirlas, además de eventuales problemas con las comunidades, toma de cinco a siete años. Por ahora, la única gran línea en proceso es Kimal-Lo Aguirre, una línea de corriente continua que recién comenzará a funcionar en octubre de 2029, si no hay retrasos.

“Se puede perfeccionar el proceso de planificación de la transmisión, pero también es muy importante que se agilicen los tiempos específicos de licitación, adjudicación y obtención de permisos y construcción de las obras. Puedo tener un muy buen plan de expansión de transmisión, pero si las obras tardan en materializarse por trabas burocráticas, las obras seguirán llegando tarde. El cuello de botella es la obtención de permisos ambientales y sociales. La planificación territorial importante, pero también la ejecución y los costes”. Eduardo Escaffi, socio del Fondo de Inversión Weg-4, señala: “Con la configuración geográfica chilena (somos una línea y no una red, como es el caso de España, por ejemplo), la posibilidad de no tener congestiones en las líneas requeriría inversiones en transmisión que encarecerían extraordinariamente el sistema. El almacenamiento es una solución obvia, que recién ahora se está convirtiendo en una realidad, gracias al tremendo avance que ha tenido la evolución de la electromovilidad, pero se requieren inversiones muy importantes que solo se realizarán si la regulación que las retribuye es adecuada. La reciente aprobación de la ley es un buen paso en esa dirección”.

Ana Lía Rojas argumentó que más de 720 horas al año se registran con marginal cero, lo que significa que de los primeros nueve meses, al menos una de las renovables se adjudicó precio cero por su producción de energía: “No puede ser que un generador inyecte energía limpia”. energía al sistema y recibe cero por su producción. La energía hidráulica enfrenta una crisis hídrica y también está valorada en cero”. Señaló que el punto es que el actual sistema regulatorio no fue diseñado para una mayor penetración de las renovables.

Para Rodrigo Moreno, profesor de la Universidad de Chile, es muy difícil identificar una sola razón que justifique el origen del costo marginal cero: “Más bien es la acción de varios elementos que se dieron simultáneamente, como por ejemplo, el aumento de los costos de producción de energía durante la noche en combinación con el colapso de los precios en el mercado spot durante el día; congestión en el transporte y precios bajos de algunos contratos de suministro que no internalizan todos los riesgos que se pueden presentar. La pregunta es si es eficiente que algunos de estos riesgos se internalicen en el precio del contrato y en qué medida es razonable el riesgo de que la transmisión no se expanda a los niveles adecuados.

Galaz destaca que el costo marginal es parte del riesgo de comercialización del mercado local y que es cero se debe a un déficit de transmisión, pero también a la instalación de proyectos en zonas que se sabía que estaban congestionadas: “Afecta a pequeños y grandes agentes, monotecnológicos y diversificados, pero su impacto financiero obviamente golpea más a unos que a otros”.

Galaz destaca que todo proyecto de inversión tiene riesgos que deben ser correctamente evaluados, más aún en inversiones de largo plazo: “No se puede generalizar, pero probablemente en los casos que conocemos, los riesgos no fueron dimensionados de la mejor manera. Hay un grupo de empresas en una situación financiera compleja con una balanza comercial negativa. En algunos casos es producto de los bajos precios de sus contratos, pero también de una evaluación incompleta de los riesgos. Ambos aspectos están siendo una muy mala combinación, sin desconocer que también les ha jugado en contra el retraso en el desarrollo de la infraestructura de transmisión y una operación no óptima del sistema”.

Una solución que se está proponiendo es que las subastas de clientes regulados no se adjudiquen únicamente por precio. Moreno estima que la adjudicación debe considerar la eficiencia del mix de capacidad detrás de los contratos, sus costos y riesgos. Considera que adjudicar solo por precio siempre ha sido un error: “Esta advertencia (bastante justificada) está presente desde 2010 y cada cierto tiempo renace, como ahora. Seguir ignorando los hechos es una irresponsabilidad. Las adjudicaciones deben considerar más que el precio de oferta”.

Pero Jiménez advierte que se han visto costos marginales cero en todo el país que no se deben a la congestión. Por ejemplo, durante este mes hubo varias situaciones en las principales barras del sistema, debido a que toda la demanda estaba siendo abastecida por plantas renovables (hidráulica, solar y eólica) con costo variable cero: “Si esta situación se vuelve frecuente , a largo plazo Tenemos que pensar en un cambio regulatorio del sistema marginal de costos auditados porque no tiene sentido, pero tenemos que empezar a prepararlo ya. Eso implicaría un cambio total en el negocio de generación.

Más allá de que la situación actual lleve a revisar las bases de licitación de los contratos de suministro a clientes regulados, Galaz afirma que lo fundamental es que cualquier cambio asegure el cumplimiento de los contratos y que las soluciones no generen distorsiones en el mercado, ya que “no es sano implementar medidas en base a la contingencia, sino buscar soluciones estructurales, comenzando por mejoras operativas del sistema eléctrico”.

Jiménez postula que las licitaciones no solo deben adjudicarse por precio: “El cliente regulado no solo paga el precio de la energía sino también otros componentes que también encarecen el sistema y se trasladan directa e indirectamente a las cuentas. Por ejemplo, estamos viendo un aumento significativo en el costo de los servicios auxiliares”.

En opinión de Moreno, Contrariamente a lo que se piensa, las principales distorsiones están en los mercados energéticos de largo plazo y no tanto en el spot: “Las reglas de las licitaciones de suministro distorsionan tremendamente el mix tecnológico necesario en el futuro, siendo, por ejemplo, la falta de plantas de almacenamiento de energía o renovables con almacenamiento, uno de los problemas más evidentes”.

Ana Lía Rojas afirmó esta semana que está claro hacia dónde quieren llegar en 2050, pero no hay acuerdo sobre qué hacer en 2022, 2023 y 2024: “Eso es lo que nos tiene sin herramientas enfrentando esta crisis. Este año entrarán 2.000 MW de renovables, lo que agravará la situación de márgenes cero y desacoplamiento en la medida en que las restricciones −ya sea por falta de transporte o flexibilidad del sistema− seguirán afectando a las empresas de menor tamaño. En los discursos del Ejecutivo noto un mensaje muy centrado en el largo plazo, mucha electromovilidad e hidrógeno verde, pero falta mencionar las reglas con las que jugaremos este año y el próximo para paliar esta crisis, que afecta al segmento de renovables que venía a dar mayor competencia a un sector que no tenía”. Consideró necesario abrir la conversación sobre qué modelo de precios del mercado mayorista de generación se necesita para tener una alta penetración de renovables.