Con tan sólo 5 años de experiencia en Chile, Cap Vert Énergie (CVE) ya se ha posicionado como uno de los referentes en el mercado de Pequeños Medios de Generación Distribuída (PMGD).

Pasó de ser comprador de proyectos «ready to build”, a hacer co desarrollos y desarrollos propios, garantizando el ciclo completo. Es así que la empresa continúa en miras de crecimiento para confirmar nuevos negocios.

”Cerramos una financiación muy importante con un grupo extranjero el año pasado. Eso nos ha dado caja este año para poder desarrollar una cartera más amplia», aseguró Juan Rehnfeldt, gerente de desarrollo de CVE.

Ahora, la empresa está  llevando a cabo la ejecución un plan de expansión que incluirá aproximadamente 20 proyectos renovables de una escala de entre 3 a 9 megavatios, que iniciarán su construcción entre el año 2020 y 2021.

Esta decisión corporativa de crecer en el mercado chileno habría sido motivada por la confluencia de distintas variables que garantizaban la competitividad de la tecnología.

¿El escenario se mantiene favorable hoy para continuar con las inversiones en energías renovables? Consultado al respecto, Juan Rehnfeldt abordó su respuesta desde tres ejes principales: licitaciones de suministro (variaciones en el valor de la oferta), precio estabilizado y escenario futuro ¿nacerá la figura del comercializador?

¿Cuál es su lectura del sector?

El sector eléctrico chileno se ve robusto y en crecimiento, no sólo desde el punto de vista de la generación distribuida, sino también en proyectos de transmisión y de generación a gran escala.

Por el lado del desarrollo energético, CVE vió estabilidad en el país y empezó con una estrategia de negocios que se ha mantenido a pesar de todos los vaivenes que se han dado.

¿Cómo impactan las licitaciones en sus inversiones de proyectos renovables en Chile?

Las licitaciones de suministro para clientes regulados que son las más conocidas en Chile, se la llevan empresas más grandes con proyectos grandes debido a la competencia de costos. Con proyectos pequeños y distribuidores difícil que lleguen a esos valores, aunque esto no es excluyente porque han resultado adjudicados proyectos chicos también.

¿Cómo podría evolucionar el precio en la próxima licitación de suministro?

Agregar más actores para las licitaciones de suministro hizo bajar el precio dramáticamente. Este fue reflejado en la última licitación que se hizo – tiene un promedio, si no me equivoco, de US$32 MW–. Son precios que en un momento la licitación fueron de los bajos del mundo energía.

Aquello hizo sentido debido a que la fotovoltaica está cada vez más barata y tenemos una de las mejores radiaciones del mundo en el desierto de Atacama. Pero esto podría no volver a ocurrir.

¿Podría ocurrir en convocatoria vigente a la licitación de suministro para clientes regulados?

Existe un tema que nos está teniendo en cuenta una nueva licitación y que da una incertidumbre muy grande respecto a ella, creo que es que se sobrevendió energía en la última licitación de energía eléctrica porque las proyecciones de demanda bajaron. Por lo tanto, las nuevas licitaciones de suministro no aseguran que puedan ser exitosas debido a que ya se sabe que la demanda a ido a la baja.

Demanda a la baja y coronavirus complican la licitación de energías renovables prevista para 2020 en Chile

La pandemia, que acentuó esta demanda a la baja, ¿también podrá impactar en la próxima licitación?

El covid-19 lo que hace es reforzar esta demanda a la baja. No se sabe aún cómo reaccionarán los mercados y la industria luego este periodo y cuánta energía van a consumir.

Pero es necesario entender que la licitación de suministro no son la única forma de impulso para las energías renovables en Chile. Ya se instaló en el país que las energías renovables es más que una energía alternativa, es una energía de base y que debemos desarrollar como modelo estándar.

Los últimos cambios en las bases de licitación no alteraron el volumen a licitar (5600 GWh), si se refuerza la idea de la baja de la demanda en esta licitación que prevé inicio de suministro a 2026, ¿podrá ahora reducir su volumen a licitar antes de la Presentación de las Propuestas fijada para este 18 de noviembre?

Es necesario establecer que las licitaciones también tienen un factor político. A mí me tocó verlo desde adentro del Ministerio de Energía –en la unidad de gestión de proyectos de transmisión y generación– y considero que el futuro de la licitación con una proyección a la baja es probable que vaya hacia un volumen menor. No se descarta que se pueda mantener pero el riesgo es alto, porque si se mantiene hay un desincentivo a tener precios bajos.

¿Porqué?

Si yo llego con un proyecto y sé que me van a dar un corte de un 20% de lo que tenía presupuestado, yo voy a subir el precio porque voy a transferir mi costo de menor energía que me van a comprar al precio de la licitación. Por lo tanto, es riesgoso sobrevender energía en la próxima licitación de suministro para clientes regulados debido a que se verá afectado directamente el precio promedio de las ofertas. Sería negativo para el Gobierno.

¿Qué otras variables afectarían al precio promedio de la licitación?

La variable que podría influir es que muchos de los grandes actores están cambiando su enfoque de venta de energía y ser más que un vendedor de clientes regulados a serlo para PPAs o clientes libres.

Las cuatro grandes –Colbún, Aes Gener, Engie y Enel – están dando cuenta que las licitaciones de suministro son convocatorias con precios tan bajos que no les convienen y no hacen sustentable los negocios, por lo que están empezando enfocarse a los clientes libres. Que ellos no están participando, puede producir que hayan menos oferentes junto con un precio más alto.

PMGD Valle de la Luna

Por otro lado, ¿el PPA es solución para PMGDs?

Algo cierto es que en la generación distribuida es muy difícil optar por PPA, son escasos y difíciles de conseguir.  Pero podrá ser la solución cuando, a corto o mediado plazo, se establezca un comercializador de energía.

¿Cuándo y cómo podría aprovechar esta figura del comercializador de energía?

En el momento en el que Chile empiece a tener comercializadores de energía como los que existen por ejemplo en el estado de Nueva York. En casos como ese, se puede contratar la energía y agregar demanda de manera privada.

En el esquema actual, es la misma empresa distribuidora la que compra la energía a clientes regulados y la llevan al cliente final. Si hubieran comercializadores, se abriría la posibilidad de pequeños PPAs que serían atractivos para portafolios y proyectos pequeños o medianos.

Un tema también a considerar es que los PPAs actualmente están compitiendo con las  licitaciones de suministro con precios muy bajos. No se descarta que mediano plazo, con más proyectos de transmisión y más desarrollo de la industria, uno pueda llegar a unos PPAs con un precio normalizado y que refleje a la industria energética chilena.

¿Cree que es posible implementar ese modelo en el corto plazo?

Es un modelo que debería estar establecido a corto plazo. La figura del comercializador es muy atractiva desde todo punto de vista. En Chile, variables como el precio están muy reguladas y tampoco no se verían afectados otros actores como las distribuidoras, porque su rol es la distribución. Pero obviamente, debe de haber una discusión al respecto, porque no puede quedar mal hecha la norma, porque podrían darse problemas en el mercado eléctrico como desviaciones.

Estaban las discusiones ya en el Ministerio de energía y en la CNE, pero las prioridades cambiaron primero con el estallido social y luego con la contingencia del coronavirus. En este periodo de incertidumbre, la batería legislativa ha cambiado también.

Otro tema en debate gira en torno al precio estabilizado ¿qué lectura hace al respecto?

El precio estabilizado es un mecanismo que en su génesis es una ayuda para el financiamiento de los proyectos, porque este precio promedio no tiene las fluctuaciones que tiene el costo marginal o precio spot -no es un subsidio en si–.

El debate que se propició todo el año pasado pasó por un cambio de reglamento que todavía está en proceso.

¿El cambio del cálculo del precio estabilizado perjudica?

Sí, a las inversiones directas. Porque éste se pone más volátil, más sujeto al costo marginal. El nuevo cálculo de precio estabilizado desincentiva el desarrollo de los proyectos.

La industria está en contra del cambio y es totalmente entendible por qué nos afecta directamente. Pero el cambio de reglamento nos trae una ventaja que es la limpieza de los alimentadores y, por lo tanto, hay nuevas oportunidades de negocios y nuevos proyectos para poder desarrollar con este nuevo régimen.

Si uno lo piensa en el mediano o largo plazo, el precio estabilizado es una buena herramienta para la generación distribuida.