18 de junio de 2018

Gastón Fenés

Por Gastón Fenés.
[email protected]
Twitter: @GastonFenes

Empresarios de las renovables de Chile detallan condiciones de inversión: la visión de ACERA sobre el mercado de las subastas y los contratos con grandes usuarios

Carlos Finat, Director Ejecutivo de la Asociación de Energías Renovables de Chile (ACERA) explicó cómo se está moviendo el negocio en una entrevista para Energía Estratégica LATAM. Se explayó sobre diversos temas: precios, acceso a la capacidad de transporte eléctrica, próximas licitaciones, proyectos en curso, financiamiento, entre otros.

¿Cuáles son las nuevas perspectivas para las energías renovables en Chile a partir de los cambios de autoridad? 

El nuevo Gobierno de Chile acaba de publicar un nuevo documento llamado “Ruta Energética”, que define los objetivos del sector energético para estos cuatro años.  Desde el punto de vista de ACERA, este es un documento bien construido porque se realizó con una base participativa, donde se involucró a Chile –esto incluye empresas del sector, organizaciones de la sociedad civil y público general–. 

Cubrió muchas expectativas, establece metas, acciones concretas. Hay un plan regulatorio y lo más importante tal vez es que se construye en base a lo que ya estaba hecho, no se esperan cambios radicales. Si uno lo ve más bien se busca ir profundizando. 

Se refiere al reconocimiento de que todas las inversiones en generación eléctrica en Chile va a ser energía renovable, a la necesidad de la expansión del sistema de transmisión, la necesidad de revisar la regulación de distribución (que es una tarea pendiente de la agenda del Gobierno anterior). En definitiva, es una serie de decisiones que creemos que serán muy positivas para el desarrollo energético sustentable. 

Respecto a las subastas, ¿está prevista una nueva convocatoria? 

A pesar de que no ha habido un anuncio oficial, sabemos que no habrá subastas este año, no tenía mucho sentido hacerlo porque no hubo un crecimiento relevante en la demanda y las licitaciones anteriores han sido exitosas entonces esos contratos están “sobre suministrados”, digamos. Y, por lo tanto, vamos a tener que esperar al año próximo. 

¿El esquema por el que están optando hoy es por parques más pequeños de lo que habían pensado en un primer momento?

En subastas no. En subastas se puede ir por bloques de energía desde parques muy pequeños hasta parques de cientos de megawatts, eso no es problema.

Lo que sí sucede es que hay un efecto paralelo y es que lo que era la gran inversión –en parques mayores– conlleva problemas mayores, como el acceso al sistema de transmisión que sigue siendo restringido en varios puntos; aquello por ejemplo ha desincentivando de grandes centrales renovables y está llevando a la conexión de lo que llamamos los pequeños medios de generación distribuidos, son centrales por debajo de 9 MW que se pueden conectar habitualmente a conexiones de distribución y que enfrentan problemas de conexión mucho menores que los grandes parques. 

¿La elección de este tipo de mecanismo sería entonces por las restricciones en el transporte?  

El sistema de transporte principalmente está determinando eso, pero también el aumento de demanda. Hay una expectativa de que el aumento de demanda comience a tomar sus niveles históricos en varios puntos porcentuales anuales en la medida en la que los proyectos mineros comiencen a reactivar, tanto proyectos nuevos como la expansión de proyectos que ya están operativos. 

En cuanto a los precios ¿hubo alguna variación tras la elección de parques más pequeños?

Efectivamente. El precio promedio de la última licitación con US $32,5 MWh es un desafío, pero por supuesto eso está respaldado con un contrato a 20 años, con un off taker de muy buena calificación financiera de riesgos, como son las distribuidoras. En el caso de los pequeños medios de generación, la aspiración de la mayoría es vender energía al precio estabilizado –que es un precio promedio de largo plazo del precio de nudo de corto plazo, es un precio regulado que anteriormente se utilizaba para determinar el precio de venta de la energía pero que ahora quedan muy pocos contratos que están bajo ese esquema– que se usó de referencia para entregarle un precio que, si bien no es muy alto, es estable en el tiempo y por lo tanto permite que el financiamiento de los proyectos se haga de mejor manera. Ese precio los últimos años yo diría que ha estado sistemáticamente bajo el costo marginal pero no tiene el riesgo de la variabilidad dentro del día. 

Respecto a las subastas, lo que se ve en otros países es que hubo problemas con proyectos adjudicados que no se terminaron construyendo ¿En Chile cómo fue esa experiencia?

Tengo dos comentarios al respecto. En Chile, los detractores de las energías renovables no convencionales sistemáticamente han venido manifestando esto: hace 6-7 años que hay proyectos que no se hacen. Mientras esto se decía así, se han construido 5000 MW entonces en el fondo la industria ha respondido.

La pregunta más específica hoy en día es si con los precios bajos como hemos visto en torno a US $20, si los proyectos se van a hacer. Si uno observa lo que ha pasado en otras partes del mundo incluso con radiación menor se han obtenido precios de ese tipo, yo diría que no estamos fuera de lo que es una tendencia global, primero; segundo, hay un supuesto detrás de que en esas subastas los precios van a ir a la baja, se pusieron precios a futuro porque la central solar no se va a construir hoy (a no ser que tuviera una ventaja inyectar al spot). Probablemente se vaya a esperar que los precios se ajusten y ahí decidirán cerrar el proyecto.  

La confianza que nosotros tenemos es que hasta ahora ningún proyecto ha fallado. Ha habido venta de proyectos como es habitual, esto es un sector en el cual las compras y las fusiones son habituales, es intrínseco al sector renovable. Tenemos confianza de que los proyectos se van a hacer. Si coincido en que hay un riesgo pero hemos vivido todos estos años con ese riesgo y los proyectos se han hecho.  

¿Impactó en la tarifa del usuario residencial la incorporación de las energías renovables con precios más bajos?    

No todavía. Porque los primeros contratos que reemplazaron estas licitaciones eran volúmenes de energía valores marginales respecto a todos los que se venden y finalmente el precio que ve el usuario es una composición de ese precio.  Los contratos de mayor volumen entran en operación recién en 2021 en adelante, y ahí sí se va a sentir una baja de precios importante, porque van a sustituir contratos que estaban US $30 o US $40 más caros.

Lo que sí han notado el cambio son los clientes libres, los que negocian directamente PPA, y eso ha llevado a una avalancha donde se modificó el límite en el cual un cliente debía estar conectado a la distribución, que anteriormente era bajo 5MW y hoy en día en el rango de 500 kW a 5MW ese cliente puede optar por ser cliente libre o quedarse con la distribuidora. Como existió esta rigidez en los precios de las distribuidoras que no han internalizado todavía el precio de las licitaciones con las renovables se han ido al mercado de clientes libres donde no solamente pueden negociar con empresas pequeñas, sino que todas las empresas grandes también intentan capturar a esos clientes.  

¿A qué precio se cierra en el mercado entre privados? 

Nuestra estimación está entre US $50 y US $60..

¿La tendencia es que siga a la baja?

Hay una competencia muy fuerte y eso puede llevar a un ajuste de precios a la baja. Eso no estamos en condiciones de asegurarlo pero el mercado es tremendamente competitivo.    

¿Cómo es la radiografía de Chile con respecto a potencia instalada de renovables? 

En solar tenemos instalados cerca de 2500 MW, en eólico serán unos 1400 MW y sumando todo el resto de tecnologías como biomasa principalmente, minihidroeléctricas y geotermia, superamos en este mes de Abril (que es la última cifra disponible) los 5 GW instalados. 

¿Qué rol tuvo la industria local? ¿Tienen exigencias del contenido local en subastas? 

Chile no tiene exigencias de contenido local de ningún tipo. 

¿Hubo un aumento de participación de la industria local?

Sí, hemos visto que ha habido competitividad de empresas locales que producen acero galvanizado para las estructuras de las centrales fotovoltaicas. Entiendo que hay una cifra por cada MW instalado que es bastante relevante, creo que son 100 toneladas de acero por cada MW instalado. En ese sentido, la industria volvió a responder frente a una competencia muy fuerte de aceros provenientes de China. Pero ahí el soporte local y la relación local han ido de la mano.

Otras aplicaciones, el balance de planta, los servicios de montaje de paneles y estructuras, conexión a la red y programas estratégicos muchas veces es de suministro local. Dentro de los programas, el programa que considero el más importante es el Programa Estratégico Solar de CORFO, que ya hizo un levantamiento de las posibilidades que hay, tratando de atar los cabos de la relación entre industriales, manufactureros que no conocen el sector eléctrico (exponerles a ellos qué cosas se podrían hacer) y por otro lado a las empresas del sector mostrarles que hay capacidades locales.

Finalmente ahí la decisión es pragmática de plazos de entrega y precios, donde la industria local compite con la internacional que es muy competitiva. 

Chile tiene tratados de no tributación. Por lo tanto, los productos que vienen de China entran sin aranceles prácticamente, incluso también sucede eso de productos de la Unión Europea.

Con respecto a los “clientes libres” en Chile (nosotros lo llamamos contratos entre privados) ¿cómo son las tasas?

La tasa de financiación puede rondar los 7% o incluso más baja, siempre en dólares.      

¿Cuáles son las condiciones en las que se cierran esos contratos?

Mira, es muy variable. La industria minera, especialmente la gran minería, que tiene planes de mina de largo plazo (como a 40 años), esas mineras pueden contratarse de 15 a 20 años eso es en la práctica y tardan en hacerlo cuando los precios están muy altos para no quedar capturados; algunos lamentablemente lo hicieron y han renegociado sus contratos, pero son contados con los dedos de una mano y son empresas de mucho volumen. 

Los clientes más pequeños que pueden ser mineras de mediano o pequeño tamaño, manufacturas, transporte, etc tardan de contratarse entre 5 a 10 años, lo cual no es ideal. Sin embargo, la industria lo ha entendido, ha reaccionado a eso y reciben una oferta. Por eso, esos precios son más altos que los que normalmente estás dispuesto a ofrecer en alguna licitación para distribuidores que son contratados a 20 años. 

¿Ese mercado promete más que las subastas?  

Sí, es un mercado que se ha ido saturando pero ha habido una estampida de clientes que estaban suministrados por distribuidoras que han decidido irse a “clientes libres” porque pueden negociar estos precios.

¿Han funcionando pool de compras entre varios usuarios?

Sí, hay un ejemplo muy exitoso en la zona de Concepción. Concepción es una zona muy industrial como petroquímica, manufactura, etc que con el apoyo del representante local del Ministerio de Minería se hizo una licitación conjunta que entendemos que está en el rango de US $50, agregando demanda y luego sí firmando contratos individuales. Lamentablemente los precios no son públicos.

En Chile no existe la figura de comercializador como para haber puesto una instancia intermedia pero los precios de la licitación se pusieron en función del volumen de estas empresas.

¿Qué novedades trae ACERA?

ACERA es la Asociación Chilena de Energías Renovables y almacenamiento, somos una asociación que representa a la industria en una forma transversal, no estamos dedicados sólo a una tecnología, nos ocupamos de seis: eólica, solar, geotermia, minihidro, biomasa y energía marina.

Además representamos a compañías que no son sólo generadoras, sino que tenemos un panorama desde las generadoras hasta las empresas que le prestan servicios a las generadoras como abogados, epc, proveedores de tecnología porsupuesto, etc.

Hoy en día tenemos 120 socios, prácticamente representamos al 85% – 90% de la potencia instalada de ERNC y uno de los cambios más importantes que tuvimos en los últimos meses es que se incorporaron a ACERA los 4 grandes generadores convencionales, eso nos da una representación bastante diversa y es muy interesante porque permite establecer una interlocución bastante directa con las autoridades.

También quisiera comentar que en noviembre de este año organizamos en conjunto con una Editorial de Chile una Exhibición y Conferencia que se llama EXPO ERNC, del 21 al 23 de noviembre en Santiago de Chile, que combina una exposición de bienes y servicios asociados al sector con una conferencia que es gratuita y dura dos días y medio; ahí se tratarán temas como almacenamiento, regulación, sistema de transmisión y sustentabilidad.  

Dejanos tu comentario sobre este artículo