La ecuación de las ERNC

Los bajos precios alcanzados en las licitaciones por ERNC obtenidos en los mercados de Perú y México, a principios de año, abrieron un debate en Chile. La minería local, ávida por reducir costos, se pregunta si es posible replicar las cifras en suelo nacional.

Los resultados de la cuarta subasta de recursos energéticos renovables, realizada en febrero pasado en Perú, llamaron la atención en Chile. Según dio a conocer el viceministro peruano de Energía, Raúl Pérez-Reyes, el precio promedio adjudicado en el caso de los proyectos eólicos fue de US$38 MWh, frente a los US$80 MWh de la primera subasta; para los proyectos solares el precio promedió los US$48 MWh. Se habló, con razón, de éxito.

Lo que llamó la atención en Chile es que sólo unos meses antes de la subasta peruana, en octubre de 2015, la licitación de suministro de energía para clientes regulados efectuada en el país (a la que se calificó de “histórica”) logró un precio promedio de US$79,3 MWh. Un 40% inferior a las ofertas de 2013, pero aún superior a valor alcanzado en Perú.

Teniendo este escenario en cuenta, en mayo pasado el presidente ejecutivo de Collahuasi, Jorge Gómez, durante un seminario se refirió a esta diferencia de precios: “(…) con la misma tecnología, el mismo costo de capital y un recurso solar de mejor calidad, Chile tiene un precio de energía más alto. Es una ecuación muy difícil de entender y, por cierto, no tengo la respuesta”, dijo en la oportunidad.

Minería y ERNC

La minería ha impulsado varios proyectos de energías renovables no convencionales (ERNC). Los Pelambres (Antofagasta Minerals) cuenta con el parque eólico El Arrayán (115 MW), Collahuasi tiene la planta fotovoltaica Pozo Almonte Solar (25 MW), Codelco tiene a Calama Solar 3 (1 MW) y CAP cuenta con Amanecer Solar CAP (100 MW).

Codelco, explica Francisco Danitz, gerente de Energía y Recursos Hídricos de la estatal,  tiene la experiencia de haber sido la primera compañía minera en licitar una planta ERNC de escala industrial.  En 2010, junto a Solarpack, pusieron en marcha una instalación con una potencia de 1 MW.

“Alguien debía dar el primer paso de modo de abrir ese mercado”, explica Danitz. Se trató del primer PPA (Power Purchase Agreement) sin subvención que se firmó para una planta solar y se hizo en un terreno de seis hectáreas que Codelco cedió en calidad de comodato.

Este modelo, asegura el ejecutivo, es algo que la Corporación no va a cambiar. “Si tenemos necesidad de contratar más energía, siempre nuestro modelo va a ser off-take, porque Codelco utiliza el dinero que tiene para su core business: la minería”, explica.

Pese a experiencias como éstas, el grueso de la energía contratada por la minería se ha realizado a través de licitaciones internacionales, donde la participación de las ERNC ha sido reducida.

“Entre 2010 y 2013, periodo en el que la minería contrató grandes bloques de energía (Codelco y Colbún, por ejemplo, firmaron dos contratos de suministro, uno a 15 años y otro a 30, en enero de 2010), las licitaciones se desarrollaron en un contexto de pocos actores en la industria eléctrica. Esto obligó a que la minería absorbiera mucho riesgo, algo que tradicionalmente habían asumido las eléctricas. Los generadores, en general, adquirieron un modelo de negocio de transferir  (el riesgo) a los clientes. Hoy, al haber más actores esto se ha equilibrado”, asegura Danitz.

Los desarrolladores de ERNC también se han ido adaptando al nuevo escenario, según relata el gerente de Energía; la industria de las energías renovables entendió que a la minería no le podían ofrecer un contrato con la forma típica de generación de sus centrales ni traspasar el riesgo. “Al igual que los convencionales (desarrolladores), tenían que presentar una propuesta en los mismos términos. Por eso es que hoy los renovables ofrecen bloques completos”, sostiene el ejecutivo de Codelco.

Benchmark

Pero la licitación de octubre de 2015, a clientes regulados, no se dio en los términos que relata Danitz. El llamado nacional e internacional del Ministerio de Energía tenía por objetivo adjudicar energía a tres bloques horarios. Lo anterior logró que 31 empresas presentaran ofertas y que los precios cayeran.

Dada la naturaleza privada de los contratos de suministro entre empresas, no existen muchas referencias para determinar si en Chile los precios de la energía contratada son altos o no. Sin embargo, resultados como los de la licitación de octubre son vistos como benchmark y  generan visibilidad pública. De ahí la importancia de los US$79,3 MWh logrados en promedio.

Para Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera),  las diferencias entre las licitaciones de Chile y Perú son efectivas, pero asegura, “no es correcto suponer que esos precios son comparables, ya que se dan en el marco de procesos licitatorios evidentemente diferentes”. Con todo, opina que las declaraciones de Jorge Gómez “han activado un interesante análisis público sobre esta materia, del cual se pueden derivar aprendizajes que permitan optimizar los costos de suministro eléctrico para las personas, la industria y la minería en Chile”.

Una opinión similar tiene Daniel Garrido, gerente comercial de Aela Energía, empresa que en la licitación de octubre se adjudicó 768 GWh; casi el 65% del suministro subastado. A su juicio, existe “una serie de factores de mercado y riesgo que afectan los precios adjudicados. Dentro de los principales se encuentra la estructura de contratos subastados en Perú. A diferencia de los PPA licitados en Chile, en Perú el riesgo de perfil de generación versus la demanda es mínimo y no hay riesgo nodal. Lo anterior es producto de que en ese país el contrato de compraventa de energía define una obligación de venta de la producción de energía del parque al sistema en su punto de inyección. En Chile, la energía entregada al sistema es firme (es decir, 24×7) y los puntos de suministro se distribuyen a todo el sistema interconectado. Esto último, denominado riesgo de comercialización, afecta significativamente el balance de riesgos de las transacciones, lo que además redunda en condiciones de financiamiento más estrictas”.

Otro factor diferenciador, comenta Garrido, es el marcado contraste en el recurso de viento o factor de planta de los parques eólicos que se observan en ambos países. En Perú éstos son cercanos al 50%, mientras que en Chile se encuentran más próximos al 30%, lo que incide de forma directa en el precio de oferta.

Perú y México

Además de la licitación peruana, en abril de este año se dieron a conocer los resultados de la primera subasta de largo plazo para ERNC en México, la que arrojó un precio promedio de US$47,7 por MWh. Con esto, ya dos países obtenían precios inferiores a la exitosa licitación de octubre pasado.

Ante esto, Acera elaboró una minuta con el fin de describir las principales diferencias, técnicas y contractuales, entre los tres procesos de licitación. Entre ellas, indica el documento, destaca que mientras en Chile existen costos de transmisión que son pagados en parte por las generadoras, en Perú los cargos entre la barra de oferta y de inyección son de cargo del generador. En México estos cargos no existen.

Además, en Chile la energía adjudicada corresponde al máximo monto que es posible vender y en caso de baja demanda o sobrecontratación, la venta es por montos menores al adjudicado. Tanto en México como en Perú se asegura la compra del 100% de la energía subastada.

Para Carlos Finat, “del análisis de estas diferencias hay aprendizajes que pueden perfectamente ser aplicados a contratos de suministro para clientes mineros e industriales, y por esa vía ellos pueden acceder a precios más bajos. Un ejemplo de esto es implementar contratos en que el riesgo de exposición al costo marginal sea compartido con el cliente. Esto ya se ha hecho en contratos de compañías mineras con generadores convencionales”.