Renovables: Medir el riesgo en tiempos de cambio

Mientras varios países latinoamericanos como Chile, Argentina y Brasil van pujando por desarrollar una matriz eléctrica más limpia y menos costosa, evaluar el riesgo de los proyectos renovables se convierte en un aspecto clave de su desarrollo.

A medida que los mercados eléctricos se vuelven más competitivos y susceptibles a la innovación y al cambio, elementos como el factor de planta de los proyectos (si generarán un volumen de energía acorde con lo planeado) y los precios que enfrentará en el mercado futuro se vuelven puntos sensibles para su viabilidad económica.

BNamericas conversa con Unai Otazua, director de financiamiento de proyectos y fusiones y adquisiciones de la firma DNV GL, firma de consultoría y certificación que presta servicios a empresas de diversos sectores, entre ellos el eléctrico. Otazua es también gerente nacional de DNV GL para Chile, Perú y Argentina.

El riesgo de los proyectos renovables ha ido aumentando con los años, en parte porque un mercado eléctrico en permanente cambio hace más difícil predecir cuánta energía podrá inyectar un proyecto que entrará en operación varios años más tarde, como reportó recientemente BNamericas.

Para los próximos años se espera también la irrupción de nuevas tecnologías, como el almacenamiento en baterías. Por una parte, este avance transformará radicalmente el mercado eléctrico en unos cuantos años; por otra, las estructuras regulatorias y el esquema de remuneración para el almacenamiento son cuestiones aún no definidas, lo que aumenta el riesgo de este tipo de proyectos, que todavía no ven desarrollo a gran escala en la región.

Conversamos con Otazua sobre estos temas y los desafíos de operar en una región que se ha visto recientemente convulsionada por una ola de protestas e inestabilidad política.

BNamericas: ¿En qué etapa se encuentra la comercialización del almacenamiento para proyectos renovables? ¿Cuándo podrá esta tecnología entrar al mercado de manera masiva?

Otazua: Hay ya proyectos de gran escala, de 20MW, 30MW instalados. No hay una cantidad muy significativa, pero sí hay países donde existen. En Estados Unidos, tenemos equipos que trabajan solo en proyectos de almacenamiento de energía. Hay prototipos. Por otro lado, tenemos también laboratorios trabajando en ensayos de baterías. Dos años no se consideran mucho tiempo, pero esto de las baterías viene de antes, de varios años atrás. Ya llevamos dos años trabajando en proyectos a gran escala, incluso más tiempo. 

¿Cuándo va a venir? Falta una definición clara de cómo se va a remunerar. Cómo vamos a remunerar el hecho de que yo tenga una batería. Lo importante es la habilidad de cambiar cuándo entrego energía a la red, pero la cantidad de energía sigue siendo la misma. 

Falta definir cómo se va a remunerar que yo tenga la capacidad de adaptarme a la demanda de energía. Todavía no está claro, es un tema por trabajar. Las baterías van a traer cosas muy buenas a los sistemas. A nivel de generación, me voy a poder adaptar a lo que me piden de la demanda, pero también puedo ayudar a la red eléctrica, porque si yo instalo un sistema de baterías en mi proyecto, puedo inyectar energía rápidamente para darle estabilidad a la red: eso también debería remunerarse de alguna forma. 

Son diferentes tipos de baterías. Son baterías que descargan muy rápido con la potencia que requiere la red, pero también hay otras que descargan más despacio y se adaptan a lo que necesita la demanda. Son cosas que se están trabajando y están avanzando. Creo que hay que encontrarle un espacio para que encajen bien. 

BNamericas: La viabilidad económica va a depender de cómo se remuneren estas capacidades.

Otazua: Exacto. Está ahí. La parte de las baterías no es solo almacenamiento para generación, sino para nuestras casas. Creo que va a ser un elemento que, de aquí a un tiempo, todos vamos a tener en nuestras casas. Vamos a tener un vehículo eléctrico con su batería y, en el futuro, se hablará de cómo gestionar esas baterías. Si tengo un vehículo eléctrico y lo cargué durante la noche, cuando vuelva a casa de la oficina se supone que habrá un pico de demanda porque todos podemos sacar energía. Que los vehículos eléctricos sirvan como generadores durante ese horario es una idea en la que se está trabajando.

Hay que ver qué baterías pueden trabajar con esos ciclos de carga y descarga. Hay que pensar también en las redes de distribución y en cómo se van a gestionar, porque esas redes dependen de la línea de transmisión que tienen. Ahora vamos a tener la generación dentro de nuestras casas. ¿Cómo gestionamos todo eso? Hay un tema de regulación, de gestión de redes de distribución, de redes inteligentes. Todo eso está sobre la mesa, se está discutiendo. Son muchas soluciones y muchas ideas.

BNamericas: ¿Cuáles son los principales riesgos que considerar a la hora de evaluar los proyectos?

Otazua: Uno de los factores más importantes es monitorear que el parque genere lo que dijo que iba a generar. Se hace un estudio de producción sobre la base de datos medidos y de las características de la tecnología y se realiza un cálculo. El ritmo de producción de energía es lo principal. Ha habido casos en Brasil en que no se está generando lo que se dijo que se iba a generar y hay cierta preocupación. En Argentina, Chile y Perú, siempre está presente esa discusión y es uno de los riesgos principales a evaluar. 

Luego, desde el punto de vista de la obra civil y la obra eléctrica, no suele haber riesgos muy significativos. En algún proyecto podría haber algún riesgo, pero no es algo clave. Otro de los aspectos críticos es el contrato de compraventa de electricidad y están también los temas de conexión a la red, que son importantes. Para los contratos puede haber subastas, contratos bilaterales y contratos de mercado. En una subasta, se define un precio por la energía que se va a generar y, a partir de ahí, hay 15 o 20 años de cierta estabilidad. En un contrato bilateral se acuerdan condiciones con un gran consumidor. No son tan largos como los de las subastas. 

Luego están los contratos de mercado. Ahí se asume el riesgo del precio de la energía en el mercado. En Chile, en su momento, los precios estaban muy altos y los clientes estaban mucho en el mercado. De pronto, los precios bajaron muchísimo y los proyectos sufrieron bastante. En Perú, por ejemplo, todos los proyectos renovables que ha habido han obtenido contratos con subasta, aunque los precios han sido muy bajos. En Argentina estaba el plan RenovAr, en el que se hicieron subastas y se adjudicaron muchos megavatios a tarifas razonables. Ahora hubo problemas financieros en Argentina que dificultan el desarrollo y el financiamiento de los proyectos. Son riesgos muy variados que dependen de cada país.

BNamericas: ¿Cuál es su evaluación de la situación que viven las renovables en Argentina?

Otazua: Lamentablemente, muy optimistas no somos. Hablando con clientes y entidades financieras y leyendo lo que se publica en Argentina, la verdad es que la situación no invita a ser muy optimistas para el próximo año. Lo que se escucha mucho es del gas, de Vaca Muerta, y las energías renovables van a sufrir un poco. Hemos oído de algunos clientes que tienen los proyectos parados. No hay mucho optimismo, ni por nuestra parte ni por la de los desarrolladores locales. Ahora mismo hay una actitud de expectativa. 

BNamericas: ¿Cómo evalúan lo que está pasando actualmente en Chile con las manifestaciones? ¿Cuál es el impacto en el sector renovable?

Otazua: Seguimos viendo actividad, pero hay preocupación. Desde el punto de vista de los proyectos en Chile, seguimos trabajando, nuestros clientes en Chile se siguen moviendo y la sensación es que hay que seguir. La preocupación viene más desde fuera. El chileno que vive en la ciudad a pie de calle y ve las cosas se sigue moviendo, sigue trabajando, sigue avanzando. Hay un poco más de preocupación, pero creo que es normal, porque ha sido algo repentino. No hay una paralización de la actividad como en otros países.