Energía solar en el desierto. Imagen referencial. / Foto: Agencia UNO
Chile destaca en el mundo por la rápida inserción de energías renovables, pero este desarrollo no ha estado exento de problemas, ya que el marco normativo, el mercado y la red de transmisión todavía operan orientados a los combustibles fósiles, tal como ilustra el caso de la planta María Elena Solar.
Según datos del boletín de agosto de Generadoras de Chile, agrupación de empresas de generación de energías renovables, “el 68% de la generación total del mes fue renovable”. El cálculo anterior considera a la energía solar (16,5%), eólica (11%), otras (2,9%) y la hidroeléctrica (37,5%) que sigue siendo una cifra alta, beneficiada por las lluvias de este año.
Según datos de Ember, en 2022, por primera vez, la generación renovable (eólica y solar) superó la generación a carbón. Y según Global Energy Monitor, Chile está liderando la carrera por las energías renovables en América Latina.
Pese a los números augurosos, la transición no está exenta de complejidades. El quiebre de una empresa de generación solar en 2022 terminó por develar cómo no se trata solo de apagar el carbón e inyectar renovables, sino también de todo un entramado de reglas de un mercado eléctrico que aún debe adaptarse al nuevo escenario energético que trae la acción y mitigación del cambio climático.
El sistema eléctrico chileno se robusteció, en muy poco tiempo, por el ingreso de las empresas renovables al mercado. La inyección fue tan grande que el país cumplió con cinco años de anticipación el objetivo de tener una matriz conformada en un 20% de energías renovables que se había determinado para 2025.
Desde la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), explican que “el segmento de generación no se desarrolla a partir de una planificación centralizada, sino que los proyectos se desarrollan a partir de iniciativas privadas. En este contexto, el Estado establece la regulación y supervisa su cumplimiento, sin embargo, no participa como un actor que compita con las empresas privadas”.
La generación de energía en Chile debe operar en el marco del Mercado de Largo Plazo y el Mercado de Corto Plazo (spot). Ambos desempeñan roles diferentes en la compra y venta de energía eléctrica. Como su nombre lo dice, el primero tiene plazos más extensos en el tiempo, con contratos de por medio y con precios estables. En cambio, el segundo tiene una gran variabilidad en sus tiempos y valores. Es en este último donde ocurrió el caso de María Elena Solar S.A.
A pesar de los avances legislativos en el sistema eléctrico y su mercado, hay elementos que siguen generando cierta disparidad en el desempeño de las empresas renovables. El caso que lo ilustra es la quiebra de la empresa María Elena Solar S.A., una filial de la firma española Solarpack, dedicada al rubro de la generación eléctrica ubicada en Pozo Almonte, región de Tarapacá, en el norte de Chile.
Fue en septiembre del año pasado que la empresa informó al Coordinador Eléctrico -órgano técnico a cargo de la coordinación del sistema- que no tenía la capacidad financiera para seguir cumpliendo “en tiempo y forma su obligación de pago de los montos que emanan de los Balances de Transferencias Económicas”.
Para enero de este año, la situación empeoró y el banco alemán KfW IPEX-Bank GmbH (financiadora del proyecto), presentó una demanda de liquidación forzosa por las deudas y en abril el 23° Juzgado Civil de Santiago declaró la liquidación de la empresa de energía renovable.
Fue un caso inédito en el país. Al tiempo, otras empresas que también develaron problemas con los pagos derivados de los balances del mercado de corto plazo, por ejemplo, el parque eólico Ibereólica Cabo Leones II.
En este contexto, es que hablamos con fuentes expertas en la materia sobre las problemáticas que podrían estar afectando a las empresas renovables en el mercado eléctrico.
Carlos Benavides, investigador del Centro de Energía de la Universidad de Chile, reflexiona sobre las particularidades en el funcionamiento del mercado eléctrico chileno, lo cual a veces afecta la “operación técnica y económica, y puede llevar en algunos casos a problemas financieros a la empresa”.
En Chile las empresas de generación que no tienen contrato con algún cliente al cual le puedan vender su energía eléctrica, tienen la posibilidad de conectarse al sistema eléctrico nacional y vender su energía a lo que se llama al precio spot, lo que implica que sus ingresos quedan variable en función de los costos marginales.
“Ha pasado últimamente que por la entrada masiva de energías renovables, los costos marginales están siendo 0 pesos en horas que las centrales renovables están inyectando energía, en particular la solar. Entonces una central que no tiene contrato de suministro (un acuerdo formal con un cliente), se conecta al sistema y opera en una hora de costo marginal 0, las ventas por energía se les valoriza en 0”.
Por otra parte, está lo que se llama los “desacoples de los costos marginales”, eso puede afectar tanto a empresas que tienen contratos de suministro como las que no, y se da producto de restricciones del sistema de transmisión de un lado a otro entre las barras de retiro y las de inyecciones de energía. Es decir, en algunas zonas los costos marginales son muy distintos a los de otras.
Y producto de ese desacople, “los retiros puedan estar siendo valorizados a un costo marginal mucho más alto que tus inyecciones y eso produce un perjuicio económico sobre las empresas y eso básicamente ocurre porque hay problemas de transmisiones, a veces hay problemas de flexibilidad en la operación”, menciona Benavides.
Para Gonzalo Melej, coordinador del Proyecto de Descarbonización 2020-2023 en Chile Sustentable, la legislación y forma de operar del mercado eléctrico en Chile está muy “preparado” y muy “orientado” a los combustibles fósiles.
Melej considera que la “cancha” aún está dispareja: “Todavía tenemos una matriz eléctrica normativa y en su forma de operación muy acostumbrada a la energía en base a combustibles fósiles y a hidroeléctrica, todavía no mucho a las energías renovables”, argumentando que “parte del impuesto verde lo pague la energía renovable te dice que el sistema que está a favor de los combustibles fósiles”.
El llamado “impuesto verde” chileno es un arancel anual a beneficio fiscal que grava las emisiones al aire de material particulado (MP), óxido de nitrógeno (NOx), dióxido de azufre (SO2) y dióxido de carbono (CO2), producidas por establecimientos cuyas fuentes emisoras, individualmente o en su conjunto, emitan 100 o más toneladas anuales de material particulado (MP), o 25.000 o más toneladas anuales de dióxido de carbono (CO2), como establece la Ley 20.780.
Sin embargo, en la práctica el pago de este impuesto se prorratea entre todas las empresas que realicen retiros del sistema eléctrico, esto por el mecanismo de compensación de la Reforma Tributaria.
Menciona otro punto Melej, sobre “este estado de reservas estratégica que existe en donde se le puede pagar a una central termoeléctrica que entra en estado reserva estratégica el 60% del pago potencia solamente por estar ahí y listo para conectarse, pero puede no conectarse nunca y que ese 60% se le paga todo el resto de las generadoras que existen tanto renovables como no, es una cancha a favor de los combustibles fósiles”.
De hecho, recuerda que el año 2021 el Coordinador le solicitó a Ventana 1 conectarse al sistema, pero nunca se conectó y nunca hubieron multas asociadas a eso.
Claudio Roa, académico del Diplomado Mercados Eléctricos de la Universidad de Concepción, comparte los reparos con el desacople económico de las empresas renovables. Sin embargo, cree que hubo una especie de “embriaguez” por las renovables, en donde muchas empresas se sumaron sin saber las condiciones de funcionamiento.
Para él, el principal problema radicó en que “antes de la entrada de la renovable fotovoltaica, las plantas generadoras térmicas se demoraban igual o más tiempo que construir una línea de transmisión, por lo tanto, el problema de la transmisión de la energía con el problema de la generadora iban a la par en tiempo. No obstante, cuando entró la energía renovable solar con construcciones bajo un año, menos de 12 meses, resalta el problema de que la transmisión siempre va a ir rezagada y eso es lo que está viviéndose ahora”.
Roa explica también que la última redacción de la Reforma Tributaria hizo que se volviera al Régimen A la cual minimiza los pagos del impuesto de contaminación, pero sigue siendo esa una “situación anómala” de que se obligue a las empresas renovables a “pagar un impuesto de contaminación pese a que ellos no emitan”.
Y un punto que los tres mencionaron es la falta de “almacenamiento” de energía, la que provoca un desaprovecho de las energías renovables, las cuales tienen una variabilidad que podría ser mermada con más almacenaje. Esta variabilidad se refiere a que no son constantes, por ejemplo la solar genera energía durante el día o la eólica varía dependiendo del viento del día.
La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), cree que existen una serie de causas relativas a la operación del sistema y otras de origen regulatorio que pueden llevar a casos como el de María Elena Solar S.A.
Entre las causas, mencionan los impactos que se generan cuando “existen congestiones de transmisión y el sistema no puede integrar la energía renovable disponible a la red”, o los costos sistémicos que “han tenido un alza relevante durante los últimos años”.
Desde la perspectiva regulatoria, la implementación de las leyes de estabilización de tarifas de clientes regulados y la demora en la publicación de los decretos de precio de nudo promedio han generado afectaciones al gremio, provocando “costos en los generadores y los han expuesto a problemas de flujo de caja”.
A pesar de lo anterior, son varias las posibles mejoras o soluciones que se pueden realizar en esta línea para que el desempeño de las empresas pueda igualarse y seguir avanzando en las metas de transición energética.
Las voces expertas coinciden en algunos puntos a considerar. Roa destaca “la licitación de almacenamiento”, a la que califica como “una buena opción para que toda esa energía que está no siendo posible de transmitir en el día se pueda transmitir durante la noche y bajar los precios nocturnos, que sea más competitivo, y en paralelo, tienen que mejorar el sistema de transmisión. Hay que hacerlo sí o sí, pero es largo”.
Por su parte, Melej señala que “impulsando la tecnología de almacenamiento, eliminando cosas como el gas inflexible y disminuyendo los mínimos técnicos de las centrales termoeléctricas”, el camino se ve bastante favorable para llegar a un 80% de generación en base a energía renovable al año 2030.
“La condición de inflexibilidad del gas se refiere a que las generadoras que operan unidades a gas natural licuado (GNL) pueden despachar su electricidad a costo cero y tienen prioridad, lo que desplaza del despacho a otras unidades, principalmente a renovables”, se resume en un informe de la Biblioteca del Congreso Nacional (BCN).
Para Benavides, el “almacenamiento” y las líneas de transmisión son claves. Sobre este último precisa que dado que está situación no se va a poder resolver a corto plazo, se puede ir avanzando en análisis de “cómo uno pudiera optimizar la ubicación de las centrales”.
En lo relativo al Mercado de Corto Plazo, la Comisión Nacional de Energía (CNE) y el Ministerio de Energía iniciaron el año pasado una mesa público-privada para abordar la situación de las empresas suministradoras que han declarado la imposibilidad de pagar sus obligaciones.
“En dicha instancia, junto a diversos actores de la industria, realizamos un análisis serio y consistente que sirvió de base para la creación de la Agenda para el Segundo Tiempo de la Transición Energética, donde el proyecto de ley que ingresamos al Congreso encauza muchas de las propuestas que surgieron en dicha instancia”, destaca el ministro de Energía, Diego Pardow.
Se presentaron iniciativas en materias de cadena de pagos en Mercado de Corto Plazo, licitaciones de suministro, planificación y tarificación de la transmisión, segmento de generación, almacenamiento y operación del Sistema Eléctrico, pagos laterales y costos sistémicos, y Mercado de Corto Plazo.
Desde el Ministerio de Energía siguen promoviendo el proyecto de Ley de Transición Energética, el que se encuentra actualmente en la Comisión de Minería y Energía del Senado.
El ministro de Energía, destacó que la propuesta “se diseñó para enfrentar los múltiples desafíos de corto y mediano plazo que enfrenta el sector, promoviendo acciones urgentes y precisas que permitan impulsar el segundo tiempo de la transición energética”.
Lo anterior a través de cuatro ejes: abordar los atrasos que presenta nuestro sistema de transmisión; fomentar el desarrollo de proyectos de almacenamiento; adaptar la institucionalidad energética al cambio climático; y la reasignación de los ingresos tarifarios
“Con estos cuatro pilares creemos que el sistema eléctrico pueda mirar el desafío de la descarbonización desde una manera más optimista y a partir de eso podamos conversar los desafíos estructurales que tiene el sector sin la presión de la coyuntura”, concluye Pardow.
Desde el Gobierno esperan que se termine su tramitación en el primer trimestre del próximo año.
