En octubre, el costo marginal promedio en el SIC se ubicó en históricos US$35,9 por MWh, valor diez veces inferior al observado en el período más álgido de la crisis. Las grandes eléctricas sacan cuentas alegres, pero algunos renovables enfrentan problemas.

Costos marginales en el SIC caen a mínimos y complican a desarrolladores renovables

(Pulso) Marzo de 2008. En plena crisis del gas argentino, los costos marginales en el SIC -en el nudo Quillota 220 kV- marcaron un récord histórico, transándose la energía en el mercado spot a US$325,6 por MWh, cifra nunca vista en el país y que ubicó a Chile, por lejos, entre los mercados con la energía más cara del mundo.

Por esos años la industria hablaba de una “tormenta perfecta”: a los cortes de gas -provocados por el explosivo aumento del consumo argentino y a la nula inversión en ese país en explotar nuevos yacimientos- se sumaban otras variables como el precio récord alcanzado por el petróleo en los mercados internacionales, la sequía que azotaba a la zona central y el retraso en inversiones hidroeléctricas o a carbón, pues la industria confiaba en que el suministro de gas argentino era casi infinito y, por ello, los grandes proyectos de los actores dominantes se habían concentrado en el gas. Chile pasó a depender del diésel, combustible caro e ineficiente pero que permitió evitar que se produjera un blackout.

Desde entonces, el costo de la energía se transformó en un dolor de cabeza del que la industria eléctrica recién ahora se está reponiendo. Tanto que hoy vive la cara opuesta de la moneda: los costos actuales son, por lejos, los más baratos de la década.

Durante octubre, de acuerdo con datos aportados por el CDECSIC, los costos marginales en el nudo Quillota 220 kV se transaron a un promedio de US$35,9 por MWh, cifra que es 12,2% más baja que la del mes inmediatamente anterior y 52,9% inferior a la de igual mes de 2014, ambas variaciones medidas en dólares de cada año.

¿Razones?

Todo lo que ocurría en 2008, escasez de gas, sequía y paralización de inversiones se revirtió, sumando un actor nuevo que, por entonces, no se tenía en cuenta: las energías renovables no convencionales (ERNC).

“La combinación que resulta del mayor aporte constituido tanto de centrales carboneras repuestas al servicio (como Bocamina) como de las hidroeléctricas que en este año han tenido aportes hídricos importantes, a lo que también se agrega algunos aportes ERNC como biogas, biomasa, eólicas y otras ERNC presentes en zona centro-sur. Todo esto hace una combinación muy eficiente que tiene fuerte efecto en reducir costos marginales del sistema interconectado especialmente desde Santiago hacia el sur”, explica el académico en Economía Energética y socio de Electroconsultores, Francisco Aguirre.

El experto plantea que la situación actual es rentable para los operadores cuya producción ha sido vendida mediante contratos de largo plazo, pues les conviene salir al mercado spot dadas las brechas existentes entre los valores que pagan los clientes -ya sean regulados o libres- y el valor de venta de energía entre generadores.

Aguirre añade que hay tecnologías que se ven perjudicadas como las centrales a gas natural, pues como su costo de generación es mayor a las alternativas, “su producción se reduce fuertemente al ser desplazadas en la operación”.

En octubre, por ejemplo, su lugar lo tomaron las centrales hidro, que subieron su participación en el pasado mes a 56% del SIC mientras las unidades que operan a gas natural, y que suman una capacidad instalada de 1.794,19 MW en el SIC, aportaron sólo el 5,1% de la energía, muy lejos del 28,7% de abril o el 28% de mayo.

El gerente general de Systep, Rodrigo Jiménez, explica que la baja de precios obedece principalmente a las lluvias, a lo que se suman las positivas perspectivas de deshielos.

“Ha habido una notoria mejora en la hidrología, mayores lluvias de la Octava Región al sur, lo que hace que los embalses se hayan ido llenando y algunas centrales de pasada han estado aportando más. Estas centrales desplazan generación térmica y, por ello, el costo marginal baja”, explica.

Rol de las ERNC

Respecto al rol de las centrales ERNC, Jiménez asegura que esta energía aún genera un aporte acotado, entre el 8% y el 10%. “Eso es un buen porcentaje y desplaza centrales más caras sobre todo cuando hay sol o viento, como GNL. Eso también ayuda. Pero en zonas en las que hay congestión de transmisión, como en el norte del SIC, se llega a costos marginales locales cercanos a cero en horas de máxima coincidencia entre generación eólica y solar. Pero ese es un efecto que es localizado en un área y que no tiene necesariamente relación con los costos marginales del resto del sistema”, asegura el gerente general de la consultora Systep.

Pero no todo son cuentas alegres para los desarrolladores renovables. Aquellos operadores que no consiguieron contrato de largo plazo -ya sea con grandes clientes libres o con distribuidores- y que apostaban a vender la energía al mercado spot, contaban con que la electricidad se transaría cerca de US$100 por MWh, no a los actuales US$35,9. Eso podría generar complicaciones incluso para pagar la inversión, lo que podría prolongarse en caso de que estos bajos precios se mantengan.

Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), marca un punto importante: los efectos pueden ser diferentes dependiendo de la posición de contrato o no contrato que pueda tener una empresa. “Son parte de las reglas del mercado eléctrico nacional”, puntualiza.

Aunque Acera no maneja cifras de cuántas empresas de ERNC cuentan con un PPA o contrato de venta de energía, según Finat se trata de una cantidad importante de energía la que se encuentra bajo esta figura.

Este ha sido uno de los principales temas de preocupación para la industria renovable, por cuanto los bancos han exigido sistemáticamente a la industria contar con un PPA para financiar los proyectos. Pese a ello, varios se lanzaron apostando al spot.

Respecto a qué tipo de energía ha tenido mayores dificultades para colocar un PPA, Finat señala que “no vemos que haya una que tenga mayor dificultad para obtener contratos, más si se toma en cuenta la última licitación de las distribuidoras, además que también están las decisiones de las empresas, no todas las empresas pueden tener un PPA en un determinado espacio de tiempo. No vemos una regla general. Ahora, el mercado como mercado debería evolucionar hacia un mercado con contrato, esa es la forma en la cual el mercado se desarrolla de manera más eficiente y con un desarrollo de largo plazo”.

¿Ha existido un cambio en la mentalidad respecto a desarrollar proyectos sin PPA?

“Nosotros no nos referimos a casos particulares de empresas. En general la visión es que en el mediano y largo plazo se debería avanzar hacia un esquema de contratación, y vale también para la energía convencional y es de esa manera en que el mercado funciona más eficiente”, agrega el representante gremial.