La inquietud de la industria renovable por los diversos desafíos que se le han puesto al frente en medio de la transición energética se reiteró el lunes en un seminario liderado por el Senado y este miércoles se insistió en la preocupación a través de un documento privado elaborado por la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera). Eso sí, con una alerta clara hacia el futuro desde la perspectiva de las inversiones.
El escrito titulado "Perspectivas de las inversiones en el sector ERNC", al que tuvo acceso DF, si bien se reconoce que en 2022 el sector renovable continuó con el impulso de inversiones que fueron decididas en función de las condiciones de mercado existentes en los años precedentes, "es claro que estas condiciones ya no estarán presentes en los próximos años y, por el contrario, se aprecia un escenario bastante complejo".
Se necesitan “señales creíbles para atraer el interés de los inversionistas y así mantener un pipeline de proyectos futuros”
Según explican, efectos en los flujos de caja de los proyectos por las modificaciones legales introducidas a los PPAs regulados (ley de estabilización de tarifas I y II ), reducción del atractivo de los PPAs regulados debido a la alta volatilidad y desacoples de costos marginales, aumentos de los Capex debido a la problemas con la cadena de suministro global, introducción de cambios regulatorios que reducirán los ingresos de las plantas FV y eólicas y la incertidumbre de la materialización oportuna de inversiones relevantes en transmisión "son algunas de las cosas que sin duda están afectando fuertemente la capacidad de sector energía para atraer nuevas inversiones".
"El país necesita energía segura y competitiva. Ella no se va a conseguir simplemente por acción del mercado, sino que se necesita que el Estado asuma su responsabilidad de promover los cambios regulatorios de corto, mediano y largo plazo que sean necesarios para que Chile pueda seguir avanzando en el complejo camino de la transición energética en curso. Esto resulta especialmente importante tomando en cuenta que el éxito de la estrategia país de hidrógeno verde depende principalmente de una oferta los precios y cantidad de energías renovables adecuada para suministrar las enormes demandas energéticas que ella implica", se enfatiza en el documento.
El análisis
Se señala que los números positivos que puede mostrar la industria hoy -por ejemplo, que a la fecha la capacidad instalada de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) es de 13.781 MW, acumulando una inversión total que supera los US$ 16.800 millones- son el resultado de una serie de políticas públicas que fueron desarrolladas e implementadas desde hace al menos 10 años. Y, en esa línea, "debido a que los números que hoy muestra la industria ERNC son el resultado de las políticas públicas implementadas en el pasado, es de toda lógica afirmar que el futuro de la industria depende fuertemente de las señales de mercado que hoy se están dando al sector".
Sin embargo, el gremio advierte que lamentablemente las señales que se están dando resultan "desalentadoras". Según algunas cifras que pone en la mesa, durante 2022 se ha alcanzado un récord de recortes de generación renovable y ha habido un aumento considerable del número de horas de costos marginales cero a lo largo de todo el país.
El gremio apunta a que, en un momento en que se necesitan "señales creíbles para atraer el interés de los inversionistas y así mantener un pipeline de proyectos futuros", a los anterior se suma una señal que más afectará la inversión en el largo plazo: la modificación que se hará al reglamento de transferencias de potencia.
De acuerdo a la asociación gremial, por definición, los pagos por transferencias de potencia o remuneración de la capacidad tienen por objeto precisamente entregar una señal de inversión y son muy importantes para las instituciones que otorgan financiamiento al analizar un proyecto en particular. En este sentido, la señal que entrega la metodología de este nuevo reglamento -aseguran- es que para remunerar a los sistemas de almacenamiento se deberá reducir casi a cero la remuneración de las plantas fotovoltaicas, reducir ligeramente la remuneración de las plantas eólicas y mantener o aumentar ligeramente la remuneración de las centrales termoeléctricas.
"Si bien la propuesta del Ministerio de Energía incorpora mecanismos de estabilidad regulatoria, permitiendo continuar con la aplicación de la metodología actual por un período de 15 años desde la entrada de operación de las plantas, el reglamento persiste en una metodología que no es coherente con la ley general de servicios eléctricos –en cuanto al concepto de reconocimiento de suficiencia en relación al momento de mayor probabilidad de pérdida de carga y no al momento de demanda máxima del sistema- entregando una señal de inversión de largo plazo que es contraria a la política energética y a los compromisos climáticos asumidos por nuestro país".
Y sentencian la consecuencia de todo lo anterior: "Recortes, costos marginales cero, desacoples de costos marginales (diferencias significativas de precios entre los nodos) y señales regulatorias contradictorias, los contratos de suministro a clientes regulados han perdido significativamente su atractivo ante la mirada de futuros inversionistas".
Dichas señales, a juicio del gremio, ya se pueden ver en los resultados de la última licitación de clientes regulados, en la cual se produjo un punto de inflexión en el precio promedio adjudicado de 37,4 USD/MWh, aumentando por primera vez en los últimos siete años y que como referencia fue un 55% superior al valor de la licitación precedente. Además, agregan, por primera vez en cinco años, la licitación no se pudo adjudicar en su totalidad debido a que no hubo ofertas suficientes bajo el precio máximo fijado en la licitación.
Pero también, analiza otro hito reciente que se gatilló ante los problemas que se han materializado en el sector energético: las medidas finales propuestas por la denominada Mesa de Diálogo del Mercado de Corto Plazo, instancia que fue convocada por el Ministerio de Energía, para enfrentar la insolvencia de firmas renovables.
Para Acera, estas acciones "no logran abordar la profundidad y extensión de los problemas que ya enfrentan los proyectos renovables en operación y también los proyectos renovables que están en desarrollo, al no contar, por ejemplo, con señales concretas para un desarrollo de la transmisión con la velocidad y la magnitud que se requiere, ni hacer correcciones de corto plazo, para otorgarle mayor flexibilidad al parque generador termoeléctrico". "Las medidas propuestas, tampoco permiten reducir el número de horas en los que los proyectos de generación renovable deberán vender su producción de energía a un precio cero", cuestionan.
Señales contradictorias en rankings
Otro aspecto que abordan es el desempeñó de Chile en los rankings internacionales de inversiones que frecuentemente son citados en el sector, los que, para el gremio, "dan señales contradictorias". Por ejemplo, puntualizan que en el ranking Climatescope de Bloomberg, que evalúa el atractivo de inversión en renovables de países emergentes, Chile mantiene la primera posición fundamentalmente debido a la existencia del compromiso voluntario de retiro de las centrales a carbón, los niveles de inversiones materializados en 2021 y las perspectivas para 2022. Sin embargo, el mismo ranking destaca los desafíos que el país enfrenta en materia de inversiones en transmisión.
Por otro lado, mencionan el ranking Renewable Energy Country Attractiveness Index (RECAI) de EY que muestra un descenso sostenido de nuestro país bajando desde la posición 12 en 2021 a la posición 17 en 2022. Las principales razones para esta baja -comentan- se encuentran en la demostrada dependencia del país de la hidroelectricidad cuyo aporte se ve fuertemente afectado por la sequía y la disminución del atractivo de los PPAs corporativos.
A esto suman las cifras que se han revelado en cuanto a la caída de la inversión privada en general y en el sector. "Si a esto se le agrega el hecho de que el número estimado de cierres financieros de nuevos proyectos se ha reducido considerablemente con respecto a 2022, es posible configurar un escenario de desaceleración de la inversión en el sector energía", reconocen.
En esa línea, ponen su atención en la estrategia nacional de hidrógeno verde en la cual su principal factor crítico de éxito es el aprovechamiento de las capacidades de energías renovables primarias de Chile. "Para hacerla realidad en proyectos concretos de producción de H2V a escala comercial, las inversiones adicionales necesarias pueden fácilmente igualar o exceder las inversiones ya realizadas en ERNC. Una estimación basada en la construcción de capacidad de producción de H2V con una potencia instalada de 3.000 a 4.000 MW en electrolizadores, requerirá inversiones que deberían alcanzar unos 14.000 MW adicionales a los actualmente instalados. Claramente, en el contexto antes descrito, es cuestionable que se puedan lograr las inversiones necesarias", sentencian.
Consultados por el documento, la directora ejecutiva de Acera, Ana Lía Rojas, declinó referise al respecto al tratarse de una minuta interna de trabajo que forma parte del análisis habitual que prepara el gremio para sus socios.
VER MÁS
MARKET DATA
<%userdata?.email%>
Editar perfil
Credencial
Salir
(Twitter)
Instagram
Facebook
LinkedIn
YouTube
TikTok
Alto contraste
inversiones
