Enel Chile asigna US$800mn para renovables y baterías en plan 2025-2027

La eléctrica Enel Chile espera invertir US$800 millones en capex de desarrollo entre 2025 y 2027, cifra que en su mayor parte se ejecutará el próximo año.

El desembolso planificado es inferior a los US$1.400 millones de dólares contemplados en su plan 2024-2026.

Sin embargo, el gasto de capital por MW ha aumentado, a pesar de la tendencia general descendente en los precios. Enel precisó que un cambio en la matriz de tecnologías —antes inclinada a la generación solar fotovoltaica— fue un factor que incidió.

La capacidad de almacenamiento en baterías (BESS) representa el 60% del presupuesto de inversión en 2025-2027, seguida de la energía eólica (29%), mientras que el resto corresponde a hidroelectricidad, generación térmica y el área comercial.

Enel Chile planea instalar casi 500MW de capacidad de almacenamiento en baterías en el norte del país, indicó su CFO, Simone Conticelli, durante el evento del día del inversionista.

La duración media de la inyección es de cuatro horas, frente a las dos horas consideradas originalmente, y los sistemas se construirán en parques generadores ubicados en el norte, región afectada por vertimientos. Las baterías de cuatro horas son más adecuadas para el desplazamiento de energía que las unidades de dos horas.

Durante una conferencia de prensa, se informó a la prensa que el gasto de capital en baterías rondaba el millón de dólares por MW, mientras que el de energía eólica era cercano a US$1,3 millones por MW.

Enel había indicado anteriormente que por ahora descartaba nueva capacidad solar, citando un enfoque en la hibridación de las plantas renovables.

En cuanto a los proyectos autónomos de baterías —aquellos no incorporados a un parque solar o eólico—, el CEO de Enel Chile, Giuseppe Turchiarelli, dijo a BNamericas que los tienen en estudio, pero no están actualmente en el plan porque los sistemas BESS asociados a parques eólicos o solares ofrecen beneficios en costos de interconexión y líneas de transmisión.

El modelo autónomo podría incluirse en planes estratégicos futuros, afirmó el ejecutivo.

El proyecto eólico, con una capacidad de alrededor de 100MW, está previsto para el norte y se enmarca en medidas para equilibrar la cartera. En la fase avanzada de desarrollo, la construcción debiera comenzar en 2026, luego de trabajos en los sistemas de baterías y de la finalización de algunos parques solares de generación distribuida (PMGD) que están en marcha, dijo Conticelli a BNamericas.

Los proyectos de baterías están listos para implementación. Según información de la agencia de revisión ambiental SEA, en los últimos años Enel ha presentado cartas de pertinencia sobre sistemas de baterías para los parques solares fotovoltaicos Sierra Gorda, Campos del Sol Sur, Sol de Lila y Valle del Sol, y los proyectos Samantha y Alwa. A través de una carta de pertinencia, las empresas preguntan si los proyectos deben ingresar al sistema de revisión ambiental.

Los nuevos activos del plan 2025-2027 aumentarán la capacidad instalada total de Enel Chile a alrededor de 9,4GW para 2027, frente a los 8,9GW previstos para fines del próximo mes. Los activos de energía renovable y baterías deberían aportar 7,5GW en 2027, por sobre los actuales 6,9GW.

En cuanto a la normativa sobre almacenamiento, las normas de coordinación debieran estar listas a fines de año. Enel, haciéndose eco de los llamados de otros actores del sector, insta a que se establezca una normativa específica para los servicios auxiliares de los sistemas de baterías, y menciona su papel en la reducción de los costos sistémicos para los usuarios finales y en la provisión de un flujo de ingresos adicional para las empresas.

COMPRAS FIRMES DE GAS ARGENTINO

Como parte de un plan de reducción de riesgos, Enel Chile prevé ventas de energía de 30,3TWh para 2026, por debajo de los 33,4TWh estimados para ese año en el plan anterior. Se anticipa un retroceso en el mercado spot y en los contratos de compraventa de energía, que se verá parcialmente compensado por un aumento en la generación de energías limpias y de activos termoeléctricos.

En cuanto a la generación termoeléctrica, Enel está negociando un acuerdo de suministro de gas en firme hasta 2025 con una empresa argentina por unos 26 billones de BTU. El gas se enviaría a Chile a través de su ducto GasAtacama en el norte, que alimenta una planta termoeléctrica, y a través de otro gasoducto más al sur.

“Estamos en la etapa final de las negociaciones con nuestro proveedor de gas argentino”, indicó Turchiarelli.

Este año, según información de la Secretaría de Energía de Argentina, presentaron solicitudes de exportación los productores Pluspetrol (por hasta 1Mm3/d en modalidad interrumpible autorizada hasta enero de 2026) y Tecpetrol (por hasta 850.000m3/d en modalidad firme desde octubre-diciembre de 2024) para abastecer a la unidad Enel Generación de Enel.

Enel también compra a Shell GNL importado en Chile.

En el país, cerca del 16% del gas consumido se produce localmente, en la austral Región de Magallanes. Alrededor del 42% se importa desde Argentina y el 42% de otros países en forma de GNL. El combustible representa cerca de 17% de la matriz energética primaria. Más o menos el 47% se emplea para generación eléctrica, el 40% para uso industrial y el 13% para uso residencial, según un estudio de 2023 elaborado por la consultora local energiE.

DISTRIBUCIÓN

Enel, según se comunicó a los inversionistas, está interesada en aumentar la inversión en distribución siempre que haya un “marco regulatorio apropiado y una remuneración justa”.

Considera necesario reforzar y modernizar la red eléctrica chilena para estimular la resiliencia en medio del creciente riesgo ligado al cambio climático y apoyar una mayor penetración de activos distribuidos y de electromovilidad.

Los actores del sector han estado llamando a una reforma del sector de distribución.

Enel estuvo en el punto de mira este año cuando un inesperado temporal de viento derribó líneas eléctricas y dejó a millones de personas sin servicio. Luego del siniestro, el regulador abrió una investigación.

Se han hecho llamados a soterrar líneas eléctricas y se presentó un proyecto de ley al Congreso tras la tormenta. Los costos se consideran prohibitivos, aunque las soluciones de automatización para soterrar cables ofrecerían una forma de reducirlos. Sin embargo, soterrar los cables no elimina totalmente los riesgos, indicó Turchiarelli, que mencionó los daños que pueden causar las inundaciones, como las que han ocurrido en partes de Europa recientemente.