Atrás quedó un área sobre diagnosticada, con elevados precios, poca competencia y una matriz carbonizada. Hoy Chile es un referente a nivel mundial como desarrollador de energías renovables no convencionales.
Verdadera revolución es la que vive el sector Energía en Chile, el que ha logrado, vía cambios regulatorios, uno de los hitos más importantes: reducir hasta en cuatro veces el precio de la energía: de US$120 el MW/h, a US$30 el MW/h, con todo lo que significa para la competitividad de un país este tema.
De hecho, hace tres años, la principal preocupación empresarial era, precisamente, el alto costo de la energía, recordó la seremi del área, Carola Venegas.
Hoy, tras los últimos procesos de licitación eléctrica, se asegura que a partir del 2021, los precios comenzarán a bajar, todo, gracias a los cambios regulatorios que permitieron ampliar la red de oferentes.
Y lo mejor, con fuerte penetración de Energías Renovables No Convencionales, que a estas alturas, se les ha, incluso, cambiado de nombre por energías de fuente variable.
Hoy, este tipo de generación representa ya el 19% de la energía total del país (4.555 megawatts instalados) y va en aumento.
En efecto, la gran mayoría de los 24 oferentes de la última licitación eléctrica (que adjudica 2.200 GWh/año de energía) ofrece este tipo de fuente, lo que ha llevado a Chile a ser destacado como líder mundial en la materia.
Lo anterior trae beneficios tanto para disminuir los efectos de gases de efecto invernadero, y además ayuda a descontaminar el aire, lo que cobra relevancia en un país como Chile que tiene varias ciudades del sur en zona saturada por material particulado respirable.
“La cantidad de energía solar que llega todos los días a la superficie terrestre es quince mil veces más grande que el consumo mundial total de energía”, comentó el ingeniero civil eléctrico, master en Ciencias de la Universidad de Tel Aviv-Israel, Marcos Crutchik, que actualmente se desempeña como académico en la Universidad de Antofagasta.
Según cifras del Ministerio de energía, en octubre de 2016 había menos de 500 instalaciones en las residencias y este año ya van 1.515, casi la mitad de ellas (627) en la Región de Atacama.
Según señala el ministro de Energía, Andrés Rebolledo, “la generación distribuida es la próxima ola tecnológica a nivel mundial. Las proyecciones que tenemos apuntan a que en 2030 podría haber unas 50 mil conexiones de este tipo, y hacia el 2050, llegar a 150 mil, lo que muestra que tenemos un gran espacio de crecimiento”.
Enel a nivel global anunció el cierre de sus centrales a carbón de aquí al 2035, y en el caso de la central a carbón Bocamina (Coronel), la transnacional sostuvo que está condicionado al desarrollo de energías limpias.
En paralelo, la generadora Colbún, desistió de construir la segunda unidad de Santa María de Coronel (350 MW).
Una de las razones es comercial: los precios de las energías de fuente variable (conocidas como Ernc), así como de los ciclos combinados (gas/agua) y algunas hídricas, son más bajos que las carboneras. Otra razón es que en la Unión Europa hay desincentivos para utilizar este hidrocarburo. Y en Chile, el bajo crecimiento de la demanda hace innecesario que por los próximos años se sume al sistema energía de base.
Una comunidad de un condominio puede ser un “cliente libre” y negociar directamente su contrato de suministro de electricidad con una generadora. Aunque fue en 2016 cuando se rebajó el límite para convertirse en “cliente libre” -versus el “cliente regulado”- desde 2 mil kilowatt/h (Kw/h) a 500 Kw/h, solo este año ha aumentado exponencialmente este mercado. Los “clientes libres” pactan directamente sus contratos y precios, así como los plazos de suministro.
Las razones, según los expertos, son varias. La primera es que como hay muchas generadoras eléctricas sin contratos, los precios de la electricidad están bajando ante esta mayor oferta de electricidad. Por ejemplo, Colbún sumó en los últimos 12 meses contratos de suministro con clientes libres por más de 1.600 GWh anuales, totalizando casi medio centenar de nuevos clientes.
El pasado martes 21 se logró la anhelada interconexión eléctrica entre el Sistema Integrado del Norte Grande (Sing) y el Sistema Interconectado Central (SIC), lográndose la unificación dando paso al Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
La Presidenta Michelle Bachelet informó que es un hecho que la interconexión es una inyección para el crecimiento. “Aumentará el PIB, de corto y de largo plazo. Las estimaciones hablan de una expansión de US$500 millones en el primer caso y de US$1.600 millones en el segundo”, afirmó. El presidente del Coordinador Eléctrico Nacional, Germán Henríquez, explicó que esto permitirá al país y al 98 por ciento de los habitantes de Chile, tener un abastecimiento de energía eléctrica más seguro, confiable, flexible y económico que antes”.
Hoy Chile es un referente mundial en el desarrollo de energías limpias.
Por ejemplo, el sol se usa para abastecer de agua caliente para la ducha o para lavar los platos. El Ministerio de Energía detalla que hay tres mecanismos para fomentar esto.
Uno es para ingresos bajos y medios mediante un beneficio tributario para las empresas constructoras y ha permitido instalar equipos termosolares en 57.011 viviendas.
Otro se aplica a los inmuebles de las personas afectadas por los desastres ocurridos entre 2014 y 2015 -terremoto en el Norte Grande, incendio de Valparaíso y aluvión en Antofagasta y Atacama-, que ha posibilitado equipar a 5.613 viviendas.
Y también hay otro subsidio para las viviendas sociales existentes, que ha beneficiado a 28.183 hogares.
Hoy existen dos proyectos hídricos importantes, pero estos no tienen represas: Los Cóndores (Enel Generación) y Alto Maipo (AES Gener).
El primero ha tenido dificultades con sus túneles y el segundo, con los bancos financistas y el contratista.
Para el futuro inmediato, Colbún tiene una iniciativa hidroeléctrica, el conjunto Guaiquivilo-Melado (más de 300 MW), en el Maule.
Y hay dos que fueron recientemente aprobadas en el Comité de Ministros del Medio Ambiente, la central de pasada Nido de Agua (Pacific Hydro, de 125 MW) y Digua (casi 20 MW), que utiliza un embalse del mismo nombre que ya existe en esa zona de Parral.
La razón de esto es que la baja demanda no permite viabilizar grandes proyectos de generación.
A lo anterior se suma la noticia de que el proyecto Hidroaysén, definitivamente, no va a construirse, se anunció la semana pasada.
El CEO de Wolfson Solutions, Rodrigo López, destacó los avances de la participación ciudadana y el concepto de valor compartido.
“Esto se plasma con el manual de buenas prácticas para los desarrolladores de proyectos, de manera tal que desarrollen su iniciativa junto a la comunidad, integrándola, de manera de disminuir el rechazo una vez que es ingresado al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (Seia)”.
López dijo que esto generó mayor transparencia y mayor participación en los distintos procesos, tanto en el desarrollo del proyecto como de evaluación en el Seia.
También destacó el paso de la Responsabilidad Social Empresarial, al desarrollo de valor compartido, elemento fundamental para viabilizar las inversiones en el sector energía, apuntó López.
Desde la consultora Systep advierten que las bajas penalizaciones en caso de incumplimiento de los contratos de licitación, da lugar a un incentivo económico para el retraso de los proyectos.
Un llamado de alerta está realizando el mercado eléctrico con el objeto de asegurar que los contratos adjudicados tras los cambios regulatorios introducidos en 2014, se cumplan a cabalidad.
Y es que de acuerdo al análisis de la consultora Systep, un total de 1.031 MW en proyectos deberían haber ingresado al sistema entre 2016 y 2017, como resultado de las adjudicaciones realizadas en los concursos eléctricos para abastecer a los clientes regulados en los últimos tres años. Sin embargo, sólo se han sumado 467 MW a la fecha, de los cuales 70% lo ha hecho con retraso.
Parte de esta cifra se explica por el traspaso de iniciativas. Dentro de este lote están los proyectos Olmué y La Constitución, pertenecientes a SunEdison y SolarPack respectivamente, que fueron adjudicados en la licitación 2014, pero que finalmente no fueron concretados debido a la cesión de los contratos de suministro a empresas existentes.
También hay una fracción que no ha concretado sus proyectos por problemas en la construcción de los mismos. Este es el caso de la termoeléctrica El Campesino que no ha logrado destrabar los permisos de la iniciativa -que debería comenzar a inyectar a principios de 2019-, por lo que firmó un contrato de abastecimiento temporal con Enel.
Todo esto, se da en circunstancias en que desde el sector estiman que hay bajas penalizaciones en caso de incumplimiento de los contratos de licitación, lo que da lugar “a un posible incentivo económico para el retraso de los proyectos, en especial considerando las perspectivas de bajos costos marginales para los próximos años, los cuales se proveen inferiores que los precios resultantes de las licitaciones de 2014 y 2015”, indican.
En ese contexto, advierten que “el gran aspecto que se debe seguir monitoreando es la materialización efectiva de los nuevos proyectos de generación, de manera que el éxito de las licitaciones se traduzca en energía limpia y eficiente que desplace la generación más cara. En esta línea, debe tenerse especial cuidado de evitar que en procesos futuros participen especuladores o agentes con poca capacidad de llevar a cabo sus proyectos”.
En el análisis, también destacan que si bien los precios obtenidos en los últimos cuatro procesos de licitación son significativamente más competitivos de los vistos de 2009 a 2013; estos no tendrán una incidencia en el corto plazo. En concreto, estima que los bajos precios de las últimas licitaciones permitirán disminuir la tarifa actual recién a partir del año 2028.
¿La razón? El desfase entre la adjudicación del contrato y el inicio de la inyección al sistema y la continuidad de contratos de alto precio adjudicados con anterioridad a 2014. “Considerando que existen otros componentes en la tarifa además de la energía, se espera un alza del 5% al 2024 en la tarifa final de suministro respecto al valor actual para un cliente típico, lo que incentivaría al traspaso de clientes regulados al segmento libre en los próximos años. De la misma forma, considerando que solo el 52% de la demanda de energía proyectada al 2028 ha sido contratada, se espera una reducción de 0,5% de la tarifa al 2028”, se proyecta.
Con todo, si bien desde la consultora apuntan a que en general los cambios regulatorios y acciones aplicadas por la autoridad desde finales de 2014 han sido favorables para el mercado eléctrico; sí debe revisarse la proyección de demanda para reducir la sobrecontratación.
