(Economía y Negocios) Una verdadera paradoja se está produciendo en el campo de las Energías Renovables no Convencionales (ERNC). Si bien la mayor parte de los inversionistas que apostaron por estas fuentes vieron en ellas atractivas rentabilidades a partir de la venta de energía en el mercado spot a altos valores -producto de la comercialización a costo marginal de electricidad que fue generada a bajo costo-, hoy esta condición les está jugando en contra.

La incorporación masiva de plantas solares y eólicas en zonas como el Norte Chico se ha traducido a que en el último tiempo los costos marginales -precio establecido por la central menos eficiente y más cara que inyecta al sistema- han descendido a cero a ciertas horas del día.

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En esta zona, por lo general, los precios eran marcados por el petróleo, el combustible más caro. Esto fue lo que motivó a que muchas empresas de ERNC se abocaran a conseguir inversionistas que los financiaran, ya que el alto retorno anticipaba que los recursos se recuperaban en un lapso corto. «Los especialistas lo sabíamos, pero nadie nos escuchó: eso era válido solo para una incorporación razonable de este tipo de fuentes. Hoy esas plantas se pegaron un disparo en el pie porque están generando energía por la que necesitan que se les pague alrededor de US$ 90 por MWh para al menos devolverles la plata a los bancos, y están provocando costos marginales cero, con lo que reciben cero ingresos», advierte Francisco Aguirre Leo, director ejecutivo de Electroconsultores.

En el Sistema Interconectado Central (SIC) existen 80 unidades de ERNC, de las cuales 62 venden al mercado spot . En el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) son seis. Si bien el problema aún no ha ocurrido en el SING, Aguirre Leo no descarta que el fenómeno se replique si entran más actores. «Es un círculo vicioso, mientras más entran ERNC, más bajan los costos marginales. Los clientes se están dando cuenta de que les conviene contratar al marginal porque es más barato», agrega Ramón Galaz, gerente general de Valgesta.

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Hoy estas empresas, que apostaron por el spot , buscan de manera desesperada contratos que les permitan financiar su inversión, ya que si no los consiguen se enfrentan a graves aprietos financieros. Ello explica la gran convocatoria que tuvo el proceso de licitaciones de suministro.

Alfredo Solar, gerente general de SunEdison, dice que «hoy hay muchos filtros previos a la inversión para evitar este tipo de situaciones». Aun así, advierte que las ERNC se deben desarrollar con base en contratos. Añade que la situación que afecta a estas fuentes pasa principalmente por las restricciones de transmisión existentes.

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Carlos Finat, de Acera A.G., explica que este escenario era previsible dadas las restricciones en transmisión y la inflexibilidad operacional de las centrales a carbón de la zona. Aunque destaca que la baja que producen las ERNC sobre los costos marginales y costos de operación es beneficiosa para los clientes del SIC.

Desincentivo térmico

Aguirre Leo piensa que si las ERNC ingresan cada vez con más fuerza, el precio de la electricidad no será más barato. «Es más barata para producir, pero es más caro administrar el sistema en su conjunto», explica. Por ejemplo, en el Norte Chico la «exagerada» generación de ERNC hace que tengan que salir del sistema centrales eficientes como las carboneras. Con esto se deben llevar esas centrales a condiciones de mínimos técnicos, esto es, un punto de operación ineficiente que tiene sobrecostos que se recargan sobre la factura final de los clientes, dice.

Así, se desincentiva el desarrollo de centrales térmicas, puesto que las inversiones son millonarias como para estar detenidas gran parte del tiempo. Por ejemplo, la central Guacolda, de AES Gener, ha estado en esta situación de mínimo técnico, lo que se traduce en mayores costos para la empresa y para el sistema, sostiene el consultor.