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Escenario de las ERNC luego de la licitación 2015/01

La caída en los costos marginales del SIC, está complicando el escenario para el desarrollo de centrales basadas en Energías Renovables No Convencionales (ERNC). En su Reporte Mensual del Sector Eléctrico (SIC y SING) más reciente, Systep explica las razones de esta situación.

Las ERNC actualmente enfrentan un complejo escenario, muy diferente al de hace unos años cuando varios proyectos, particularmente solares, comenzaron a desarrollarse.

Los costos marginales del Sistema Interconectado Central (SIC) se han reducido en el último año hasta bordear los 58 US$/MWh(1) en febrero pasado. Esta baja se explica puntualmente por una combinación de factores, tales como la mayor disponibilidad de recursos hídricos y la reducción de los precios de los combustibles fósiles. Respecto a factores que podrían implicar una continua baja a futuro, se encuentran el creciente aporte de energía solar y eólica; una contracción en la demanda de energía, relacionada a la ralentización de la actividad económica nacional, y la entrada de nueva generación de base, como la central El Campesino.

Otro factor importante que complica a las ERNCs, son las restricciones de transmisión del sistema, principalmente en el norte del SIC. El gran volumen de generación solar instalada en esa zona ha producido una baja importante en los costos marginales durante el día, incluso llegando a cero, afectando el desarrollo de nuevos proyectos. Se espera que esta restricción desaparezca con la entrada en operación de la línea Cardones-Polpaico 500 kV a fines de 2017.

En este contexto, los generadores ERNC sin contratos de energía, que venden su producción en el mercado spot local, se han visto directamente afectados.

Si bien algunos desarrolladores de proyectos ERNC han enfrentado la congestión en la transmisión ubicándose en zonas centrales cercanas a sus demandas, la principal herramienta para asegurar estabilidad en los ingresos y permitir un futuro desarrollo de estas tecnologías es la obtención de contratos de suministro eléctrico (PPA, por sus siglas en inglés). Los PPAs, además de permitir manejar el riesgo del mercado spot, son un requisito fundamental exigido hoy por entidades bancarias para el acceso al financiamiento.

Figura 1: Nivel actual de contratación de energía, incluyendo proceso
de licitación 2015/01 (Elaboración: Systep. Fuente: CNE).

De esta manera, el futuro proceso de licitación, denominado 2015/01(2), toma relevancia no solo por el volumen de energía licitada (13.750 GWh/año), sino además por la oportunidad de obtener contratos para el futuro desarrollo de proyectos ERNC.

El proceso 2015/01 consta de cinco bloques de energía, de los cuales los bloques 2A, 2B y 2C tienen modalidad horaria, que permite mayor oportunidad de contratos para las ERNC. Sin embargo, esta licitación tiene una gran componente de renovación de contratos, más que responder a un incremento en la demanda. Efectivamente, la energía a licitar está relacionada con el término de contratos de importantes volúmenes de energía de empresas como Colbún, AES Gener, Endesa y Guacolda.

La Figura 1 ilustra el nivel actual de contratación de energía y el volumen licitado en el próximo proceso 2015/01, con la energía vacante resultante cada año producto del vencimiento de contratos.


El escenario futuro

De acuerdo a la proyección de demanda de la CNE, en el año 2023 comenzaría un déficit de energía, que debiera contemplarse en un próximo proceso de licitación.

De acuerdo a los volúmenes de energía que quedarán disponibles en los primero años del período de suministro del proceso 2015/01 (6.409 GWh al 2021 y 30.272 GWh al 2026), se espera que las empresas que finalicen sus contratos se presenten con precios competitivos, dados los incentivos de mantener sus niveles actuales de contratación.

Bajo ese escenario de una licitación de renovación, los desarrolladores de proyectos ERNC enfrentarán un difícil panorama para obtener contratos de suministro si no logran presentar ofertas competitivas. De quedar fuera del siguiente proceso, el futuro de estas tecnologías presentaría gran incertidumbre dada la dificultad de obtener contratos con clientes libres, el riesgo del mercado spot, y un déficit de energía que comenzaría recién el año 2023.

En consecuencia, es esperable una desaceleración en el ritmo de inversión de proyectos ENRC, comparado con lo observado en los últimos tres años. Por otro lado, el precio estabilizado podría ser una oportunidad para los PMGD de vender su energía, aunque solo para una parte menor de nuevos proyectos. Finalmente, un potencial reordenamiento de la industria puede producirse si algunos desarrolladores ERNC venden sus proyectos a otros actores con mayor respaldo financiero para su materialización.

Los oferentes ERNC deberán realizar esfuerzos para mantener o bajar sus costos de desarrollo, continuar con mejoras tecnológicas (principalmente en energía solar) y superar la intermitencia del suministro a través, por ejemplo, de la diversificación de sus fuentes, con el objetivo de ofrecer energía a precios competitivos y mantener su participación en la matriz energética.


(1) Promedio mensual en barra Alto Jahuel 220.

(2) Proceso con llamado a licitación el 29 de mayo 2015 y fecha de adjudicación 17 de agosto 2016.

Extracto del Reporte Mensual del Sector Eléctrico (SIC y SING) de Systep. Mayor información en www.systep.cl o solicitar al e-mail reporte@systep.cl
Abril 2016
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Comentarios acerca de este artículo
Eduardo Lucero www.solinet.cl (05/05/2016)
Análisis de SYSTEP muy correcto como siempre -en el supuesto que el marco regulatorio y los paradigmas actuales de operación se mantienen hasta el 2030. En mi modesta opinión esto es un error.
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