(AmericaEconomía) El desierto de Atacama, en el norte de Chile, es una superficie de más de 100.000 km2, donde casi nunca llueve y la radiación solar alcanza niveles máximos. También es la zona donde se están desarrollando grandes proyectos mineros que requieren energía para funcionar. Las centrales termoeléctricas han sido la opción elegida hasta ahora, pero son cada día más resistidas por su impacto ambiental. Por eso las miradas se han dirigido hacia las energías renovables no convencionales (ERNC) y en particular el sol.
Hasta 2010, la mayor parte de los proyectos de ERNC que ingresaban al sistema de evaluación ambiental eran de energía eólica. Pero todo cambió y desde entonces prácticamente todos son de naturaleza solar fotovoltaica.
“Es tal la cantidad de proyectos que Chile se copó”, sentencia Gustavo Cáceres, profesor del Área Energía y Medio Ambiente de la Universidad Adolfo Ibáñez.
Los permisos están, está el recurso, pero… no hay ningún proyecto en ejecución.
EL HUEVO O LA GALLINA
Un punto crítico es que la banca chilena exige a los operadores que le presenten contratos de compra de energía para darles financiamiento. Los acuerdos de compra de energía (PPA, por sus siglas en inglés), con contratos en que una parte se compromete a generar electricidad a largo plazo y la otra, a comprársela en igual período. Y las mineras, el principal poder comprador de energía de la zona, no se están casando con ningún proyecto en particular.
Alfredo Applius, gerente de la empresa de generación Lsol, estima que este tema pasa por falta de conocimiento. Para él las mineras “no tienen experiencia en esta materia, así que quieren ver ejemplos concretos antes de arriesgarse”. Los bancos, a su vez, no tienen especialistas en este negocio “y no se atreven a dar financiamiento sin que haya un contrato de compra de energía que les dé mayor seguridad”.
Parte de esa inseguridad radica en que la tecnología fotovoltaica es por naturaleza intermitente: depende de la presencia de radiación solar, y por lo tanto, no es directamente comparable con las tecnologías asociadas a las energías convencionales. Por ejemplo, si una empresa compra electricidad a una central solar, ésta debe tener respaldo térmico en las noches, cuando no hay luz del sol, o bien, adquirir la energía al contado en el mercado spot.
“A un proyecto solar le es más difícil firmar contratos de largo plazo, lo que lo deja expuesto al mercado spot y al temido riesgo de precio, y le resulta mucho más difícil obtener financiamiento”, explica Jacques Clerc, profesor de Ingeniería Industrial de la Universidad de Chile.
En la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera) comparten el diagnóstico, pero prefieren ver el vaso medio lleno. El gerente de Acera, Carlos Finat, afirma que en el último año se ha avanzado en la búsqueda de soluciones de financiamiento.
“Se están armando acuerdos contractuales que permitirían obviar los PPA. Tenemos asociados de Acera que están avanzando en esquemas de financiamiento expuesto al mercado spot, aprovechando la alta demanda que hay en el SIC (Sistema Interconectado Central)”, adelanta.
El jefe de la División de Energías Renovables del Ministerio de Energía, Carlos Barría, acota que desde el mundo privado se están creando diversos mecanismos de mercado para facilitar el financiamiento. “Se presentó una interesante solución de precio estabilizado que permitirá mejorar las condiciones para los proyectos ERNC, incluyendo los fotovoltaicos”, afirma.
BUENAS INTENCIONES
El gobierno chileno dice estar fomentando las ERNC, pero no es tan así. Cristián Sjogren, sénior manager de la empresa First Solar, sostiene que uno de los factores que afectan a todos los proyectos de energía solar es la poca continuidad de la agenda legislativa. En particular, aquella asociada a las normas que ayuden a cumplir la meta fijada por el gobierno del presidente Sebastián Piñera de lograr una proporción de 20% de energía obtenida de fuentes renovables alternativas para el año 2020.
“Hay una serie de elementos que el sector debe trabajar para incorporar la energía solar a la matriz, como su eficiencia, costos, mejorar los contratos e incluso resolver opciones de financiamiento”, dice Sjogren. “Pero también hay variables que dependen de la voluntad de otros de los actores involucrados en el tema”.
Una de ellas se relaciona con la entrega en concesión de terrenos fiscales para construir los parques solares. El Ministerio de Bienes Nacionales, la entidad encargada de gestionar el patrimonio estatal, no ha definido una política que deje satisfechos a moros y cristianos sobre los criterios para otorgar los permisos. Decidió encarar el asunto a través de nuevas ordenanzas de agilización y fijación de plazos concretos para la adjudicación de solicitudes (que, en muchos casos, se han tramitado durante años). En la industria reconocen las buenas intenciones, pero critican la adopción inconsulta y la falta de resultados.
“Un promotor puede pedir una concesión, pero, para adjudicársela, tiene que haber una licitación, en la cual puede aparecer un especulador que adquiera el bien que otro caracterizó para después venderlo”, reclama el gerente de Acera, quien aboga para que Bienes Nacionales otorgue mayor puntaje en las licitaciones a las compañías que hayan invertido en la medición de una propiedad.
Pero incluso si hubiera el capital para instalar una planta solar, no resultaría sencillo ponerla en marcha, porque los dos sistemas troncales que actualmente transportan la energía en Chile, el SING y el SIC, están al límite de sus capacidades, y la entrada de una central mediana (sobre 50 MW) podría hacerlos más propensos a apagones.
Mientras tanto, el reloj corre contra Chile, que se acerca a un callejón sin salida en materia de suministro eléctrico.
Fuente / AmericaEconomía