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Decenas de proyectos de Energías Renovables No Convencionales figuran en los listados de obras por construirse en Chile. Centrales, principalmente de energía solar y eólica, son parte de una oferta que promete jugar un rol cada vez más importante.
Por lo menos ésa es la intención del Gobierno, que estima que a 2030 estas energías renovables sumarán el 70% del total de la matriz.
Hace diez años atrás, nadie daba un peso por las Energías Renovables no Convencionales (ERNC). Eran vistas como una manera romántica, más limpia que las centrales a diésel y carbón y claramente menos invasivas que las megarepresas, pero no lograban convencer. La poca capacidad de generación, sumada a los altos costos de las tecnologías, las transformaban en una bonita declaración de intenciones. Pero de ahí a ser una alternativa seria de generación, faltaba un largo trecho.
Fueron las circunstancias y la cada vez mayor evidencia de los efectos del hombre en el calentamiento global, las que cambiaron la mirada sobre las ERNC.
En mayo de 2007, las noticias energéticas del país no eran muy alentadoras. Los medios titulaban con los cortes del gas proveniente de Argentina que alimentaban la operación de varias de las principales empresas del país. Diésel y carbón se volvieron la alternativa para que la producción nacional no se paralizara; una solución pasajera y que puso en la mesa un nuevo debate: ¿cómo solucionar el problema de abastecimiento energético en el país de manera más limpia y eficiente?
HidroAysén, grandes centrales hidroeléctricas, ciclos combinados de gas y operaciones a base de petróleo surgían como la respuesta urgente. Pero a la par, tímidamente, los primeros incentivos para el desarrollo de ERNC asomaban como propuesta para paliar el déficit.
Las primeras noticias oficiales vinieron de la mano de la Ley 20.257 de Servicios Eléctricos, que en 2008 estableció las primeras exigencias en la materia. La meta entonces era que el 10% de la energía del mercado proviniera de fuentes de ERNC. Dos años después, el Presidente Sebastián Piñera anunciaba que era necesario incrementarla aún más, elevándola a 20%. La oferta sonaba atractiva para iniciar un camino de desarrollo, un poco incierto, hay que decirlo, debido a la baja presencia de los proyectos limpios en la industria generadora. Pero la urgencia de generar megawatts (MW) impulsaron a que actores de todo el mundo pusieran sus ojos en Chile.
No fue lo único, aseguran los abogados José Miguel Bustamante y Francisco Mackenna, expertos en medioambiente de Carey. El fin de los subsidios a estas obras en Europa, provocaron un éxodo de compañías –como Vestas y First Solar– que empezaron a mirar oportunidades para seguir creciendo en mercados emergentes, entre ellos Chile.
A la par, el debate interno continuó. Después de tres años, en septiembre de 2013, se aprobó la propuesta para exigir a la industria que el 20% de la energía de la matriz sea renovable al año 2025 (conocida como la norma 20/25). La normativa obliga a las distribuidoras a certificar la cantidad de energía que retiran del sistema a través de contratos firmados con plantas limpias.
Si en 2010 las ERNC aportaban sólo el 3,4% total de la capacidad instalada del país, según el último informe del Centro de Energías Renovables del Gobierno, al 31 de diciembre de 2013 ya sumaban 624 MW, es decir, el 6,94% de la capacidad instalada.
Y el boom empezó a hacerse realidad. Si en 2010 las ERNC aportaban sólo el 3,4% total de la capacidad instalada del país, según el último informe del Centro de Energías Renovables del Gobierno (CER Chile), al 31 de diciembre de 2013 ya sumaba 624 MW, es decir, el 6,94% de la capacidad instalada en el país.
Además, gran cantidad de iniciativas han ingresado al Sistema de Evaluación Ambiental (SEA). Sólo en 2013 se registraron 844 MW en estudio en el SEA, “mientras que durante 2014, la capacidad instalada de proyectos aprobados ya llega a 3.224 MW”, dice el CER.
El mercado está optimista. Tanto así que según el ranking de EY que evalúa las economías más atractivas para el desarrollo de ERNC (Renewable energy country attractiveness index), Chile ya ocupa el lugar 12 a nivel mundial.
José Luis García Huidobro, líder de Consultoría en Sostenibilidad de EY, detalla que lo anterior se debe a la gran generación fotovoltaica del país, que según el Ministerio de Energía es del orden de hasta 100.000 MW. “Condiciones del mercado, definidas por una favorable proyección del precio de la energía eléctrica; un escenario de mayor demanda; sumado al apoyo político a través de la Agenda de Energía que impulsa el Ministerio de Energía y un clima económico con un mercado financiero desarrollado, hacen más fácil recaudar capital y hacer proyectos grandes”, dice Huidobro.
¿Con o sin contrato?
La duda razonable de los expertos es cuántos de estos proyectos efectivamente verán la luz. Fernando Cubillos conoce de cerca este mercado. Luego de trabajar más de una década en el sector y en bancos de inversión, creó Antuko Energy, un fondo que actúa como estabilizador de precios para proyectos de ERNC. “Muchos inversionistas soñaban con tener un proyecto y venderle un gran contrato de largo plazo a la minería. Pero ellos requieren energía 24/7, lo que un proyecto eólico o solar no puede garantizar, porque su gran problema es la intermitencia. La segunda alternativa es inyectar esta energía en el mercado spot, pero eso se convierte en un bache a la hora de explicarle a un banco para que te preste la plata”, explica Cubillos. De allí, agrega, que muchos no logran pasar el paso del financiamiento. Por lo mismo, detalla, han surgido sistemas alternativos a la firma de contratos a largo plazo (conocidos como power purchase agreement, PPA).
Antuko, se unió con BCI Asset Managment para generar un sistema bastante innovador: compran la generación de diferentes proyectos de ERNC, garantizándole a sus dueños un precio estable por MW en el tiempo. Sumando las capacidades de varios proyectos, logran vender energía a grandes clientes. “Ese paquete nos permite que si un proyecto tiene un peak a las 12 del día y otro en la noche, sumamos esas capacidades y respondemos a lo que el cliente necesita. Para los dueños del proyecto, funciona como un PPA que lo respalda para levantar el financiamiento”, agrega Cubillos.
No es la única fórmula. La central eólica San Pedro estrenó otro modelo bastante novedoso, todo con el fin de recaudar los 77 millones de dólares que se requieren para su parque ubicado en Chiloé: logró ser financiado sin un PPA por cuatro bancos locales. ¿Cómo? Clemente Pérez, socio de Guerrero, Olivos, Novoa, Errázuriz, explica que el proyecto era mucho más rentable si se vendía la energía en el mercado spot, por lo que idearon un sistema parecido a un seguro, donde un tercero garantiza un margen mínimo de precio de la energía, protegiendo sus flujos de caja. Una vez que el valor de mercado vuelve a subir y se generan excedentes, San Pedro reembolsa esas platas al tercero.
El abogado Arturo Alessandri agrega que se han ideado otros métodos. Por ejemplo, utilizar los bosques como garantía a los prestamistas en proyectos de biomasa. “¿Y por qué no pensar en garantías que pueda entregar la Corfo a este tipo de proyectos”, indica el jurista, quien agrega que muchos financiamientos se niegan por la falta de experiencia de los desarrolladores. Añade que gestionar un modelo que concilie todos los intereses es necesario, ad portas de que se exija el cumplimiento de la ley 20/25. “Cómo responden los sistemas de transmisión y cómo se cierran otros aspectos que complican estos proyectos, tales como los litigios por la propiedad minera, son parte de las certezas que hay que definir”, asegura.
¿La apuesta millonaria?
De a poco la banca local se ha ido abriendo a este tipo de proyectos. Rodrigo Violic, gerente de Negocios del Bice –el primer banco local en financiar propuestas de ERNC– explica que hace cinco años la complejidad era que había que adaptar las estructuras tradicionales de financiamiento a proyectos de pequeña escala. “Esta técnica, que se utiliza habitualmente en Chile y en el mundo para financiar grandes proyectos de infraestructura, mineros o industriales, se caracteriza por sus elevados costos de estructuración y por lo tanto, para su aplicación en proyectos pequeños nos vimos enfrentados al desafío de diseñar un modelo de negocios que permitiera rebajar estos costos sin alterar sustancialmente la naturaleza del Project Finance”, detalla el ejecutivo.
A la fecha, el BICE ya ha financiado 25 proyectos de ERNC, y según agrega Violic, han desarrollado una especialización que les permite detectar a tiempo los problemas que puedan experimentar las diferentes iniciativas.
Otro de los puntos que se le objeta a las ERNC, además del riesgo, es que su rentabilidad no es muy alta. Aún así, Francisco Mackenna de Carey es de la idea de que de todas formas siguen siendo inversiones interesantes. “Es verdad que puedes pensar en una rentabilidad de entre 6% a 10%, pero lo bueno es que es como comprar un bono que sabes que es algo seguro en el tiempo. La demanda por energía en un país en desarrollo como Chile no va a retroceder, por lo tanto, son apuestas seguras”, dice el abogado.
Antuko, se unió con BCI Asset Managment para generar un sistema bastante innovador: compran la generación de diferentes proyectos de ERNC, garantizándole a sus dueños un precio estable por MW en el tiempo.
Manos a la obra
Pese a los desafíos que supone entrar de lleno en la industria de la ERNC, hay varios proyectos que han soslayado los baches. Recientemente inaugurado y en asociación con Antofagasta Minerals, de la familia Luksic, el parque eólico El Arrayán –desarrollado por Pattern Energy– proveerá a Los Pelambres del 70% de la energía que genera, mientras que el 30% restante se venderá en el mercado spot.
Para ello se firmó un contrato de suministro a 20 años con la minera. La energía que el parque suministra a Los Pelambres corresponde al 20% de su consumo anual, equivalente a 280 GWh/año, explica el gerente general del parque, Luis Meersohn.
“Claramente, la suscripción de un contrato de largo plazo como el que tenemos con Los Pelambres, constituye una pieza importante a la hora de definir el monto y las condiciones comerciales del financiamiento del proyecto. Creemos que el ingreso de Antofagasta Minerals a la propiedad tuvo también un impacto muy positivo en el proceso de financiamiento del proyecto”, reconoce el ejecutivo.
Otro de los grupos que apostó por las ERNC en Chile fueron los españoles de Abengoa, que construyen una complejo solar en Cerro Dominador. “La planta dispondrá de un sistema pionero de almacenamiento térmico diseñado y desarrollado por Abengoa, que cuenta con 17 horas y media de almacenamiento, lo que otorga a esta tecnología un alto grado de gestionabilidad, pudiendo suministrar electricidad de forma estable 24 horas al día –no sólo cuando hay sol– y permitiendo responder a todos los períodos de demanda de consumo energético. Esto se alcanza gracias al desarrollo de la tecnología propia de Abengoa y los excelentes niveles de radiación del desierto de Atacama, que hace que una planta de este tipo, sea más eficiente que en otros lugares del mundo”, comentan desde la firma.
Y el boom suma y sigue. De acuerdo al último plan de obras de la matriz eléctrica proyectado por el Gobierno, se estima que entre los años 2018 y 2030 se construyan en el país obras por 4.979 MW, de los cuales el 70% deberían provenir de ERNC. Los cálculos hablan que, para esos años, deberían levantarse 2.050 MW solares (equivalente a 41,1% del total de la matriz) y 1.450 MW eólicos (con un peso relativo de 29,1% en la matriz).
