Durante mucho tiempo, Latinoamérica ha sido vista como una de las principales regiones en el ámbito de las energías renovables, y los recientes desarrollos del mercado están consolidando su posición. Aunque Chile se considera el mercado más destacado del continente, las últimas tendencias muestran que México, Brasil y Argentina están acortando distancias.

El aumento de la capacidad de energía renovable, sin embargo, puede tener grandes consecuencias en cuanto a la capacidad de red disponible, lo que eventualmente puede conducir a restricciones de electricidad y desacoplamiento de los precios del mercado spot. Puesto que ambos aspectos pueden tener graves consecuencias financieras para los inversores, Solarplaza ha analizado estos problemas y trazado las tendencias actuales con el fin de encontrar soluciones para mitigar los riesgos asociados.

Este artículo, basado en un reciente seminario en línea de Solarplaza, forma parte de la preparación de la conferencia Solar Asset Management LATAM, que se llevará a cabo el 17 y 18 de octubre en Santiago de Chile. Nuestro historial de 12 conferencias anteriores sobre gestión de activos solares en todo el mundo y nuestros 11 eventos en la región de América Latina garantizan la calidad superior de la información sobre carteras de energía solar fotovoltaica y sobre todos los temas de gestión de activos y O&M asociados a ellas. Para más información, visite el sitio web del evento.


Latinoamérica a grandes rasgos

El hecho de que Latinoamérica sea uno de los mercados solares más interesantes para los inversores no es una coincidencia. Sus extraordinarios niveles de irradiación propician el éxito de la energía solar en la región, por lo que la energía solar en Latinoamérica va a ocupar un segmento cada vez mayor de la demanda mundial de energía fotovoltaica, pasando del 1,6 % en 2016 al 11,5 % en 2022.

Al igual que sucede con el tamaño del mercado solar global, los motores de la demanda mundial también están cambiando, señala Manan Parikh, analista de mercados solares en Latinoamérica de GTM Research. La fase inicial de desarrollo de la energía solar, que depende de los subsidios y en la que se urge a que los proyectos se completen, da paso lentamente a una nueva era más sostenible en la que los costos del establecimiento de plantas solares compiten directamente con los de otras fuentes de energías renovables y convencionales. Las formas principales de iniciar el desarrollo solar en esta nueva era son los sistemas de licitación o subasta, que la mayoría de los países latinoamericanos ya tienen en marcha o están proyectando. La principal ventaja de este proceso es que los gobiernos pueden planificar proyectos solares adicionales considerando de manera apropiada las restricciones de infraestructura.

Figura 1: Precios promedio de los contratos de abastecimiento (PPA) en América Latina durante el período 2012-2017.

Figura 1: Precios promedio de los contratos de abastecimiento (PPA) en América Latina durante el período 2012-2017.

Otra tendencia notable que moldea el clima de inversión en la región es la caída de los precios de los contratos de abastecimiento (PPA, por sus siglas en inglés) que se han percibido en los últimos años. Desde comienzos de 2013, la media de los precios de los PPA ha descendido de 120 $/MWh al nivel actual de menos de 30 $/MWh (Figura 1). La viabilidad financiera de los proyectos solares, dada la tendencia decreciente de los precios promedio de los PPA, se debe a la consecuente disminución de los precios del sistema. Se prevé que los precios totales del sistema, que en 2016 alcanzaron un valor de 1,24 dólares, bajarán a 0,92 dólares en 2022 (esto se refiere a todo el sistema y o solo a las actividades de EPC).

Evaluación de países individuales

Al comparar los mercados solares de Chile y Brasil, las diferencias son significativas, pero esto podría cambiar pronto. En 2016, Chile agregó una capacidad de 827 MWdc, mientras que en Brasil fue de solo 28 MWdc. El tamaño de Brasil, no obstante, conducirá a un gran incremento de la energía solar, lo que se traduce en un crecimiento acumulado previsto de 7,1 GW. Sin embargo, Chile se quedará atrás, con una adición de 5,8 GW entre 2017-2022. Estos valores se complican por la crisis económica que ambos países están experimentando actualmente, por lo que 2,6 GW y 900 MW de capacidad solar podrían no conectarse en Brasil y Chile, respectivamente.

Aunque estos son los dos mercados principales, no todo debería centrarse en ellos, ya que hay otros mercados de alto potencial en la región que merecen una mayor atención. Por ejemplo, está previsto que México y Argentina también experimenten una oleada solar. El crecimiento de México se verá impulsado por sus ambiciosos objetivos energéticos y por el enorme énfasis en la energía solar como principal fuente de energía renovable no convencional. Por su parte, Argentina cuenta con un marco reciente pero propicio para estimular el crecimiento del sector.

Según el Sr. Parikh, Colombia y Perú también han sido mencionados como mercados solares con un creciente potencial. Ambos contribuyen actualmente de manera despreciable a la demanda de energía solar fotovoltaica en Sudamérica, pero se espera que crezcan diez veces más para el 2022, alcanzando 440 MW y 300 MW de capacidad solar, respectivamente.

Debido a su naturaleza dinámica, el sector regional experimentará cambios considerables en los próximos años. El panorama anual de la contribución a la demanda de energía fotovoltaica de los participantes actuales atravesará una transformación moderada para dar paso a los mercados solares emergentes (Figura 2). Además, también aumentará la participación de la energía solar a pequeña escala, ya que las aplicaciones comerciales, residenciales e industriales serán más atractivas.

Figura 2: Contribución anual de los mercados latinoamericanos a la demanda regional de energía fotovoltaica (2016-2022E)

Figura 2: Contribución anual de los mercados latinoamericanos a la demanda regional de energía fotovoltaica (2016-2022E)


Figura 3: Visión general del sistema chileno de distribución de energía.

Figura 3: Visión general del sistema chileno de distribución de energía.

Desarrollo del mercado spot chileno

Las fuentes de energía renovable en Latinoamérica, a pesar de los incuestionables beneficios que presentan, también pueden plantear desafíos ocasionalmente debido a su naturaleza variable. Estas cuestiones son especialmente evidentes en Chile, donde la infraestructura única de la red y la creciente participación de las energías renovables en la combinación energética del país dificultaban que los promotores de proyectos adoptaran el modelo comercial como principal método de financiación de proyectos.

Para entender la causa del problema, es fundamental familiarizarse con la situación de la red chilena, una historia dominada principalmente por el Sistema Interconectado Central (SIC) de la nación. El SIC se compone del SIC-Norte, que ha tenido que lidiar con un enorme aumento de suministro de energía renovable, y del SIC-Centro. "Este cambio en la relación entre energías convencionales y no convencionales ha obligado a los participantes del mercado a adaptarse al nuevo entorno y a adoptar modelos financieros más estables", señala Ignacio Mena, socio y jefe de modelado de mercados de Antuko Energy SA.

En 2009, la capacidad renovable del SIC-Norte fue insignificante, y la mayor parte de la energía fue suministrada por centrales de carbón y gas. Los precios de la energía en el mercado spot se acoplaron a través de los dos segmentos de la red (Figura 4). Durante este periodo, 78 MW de energía eólica ya estaban instalados y no había energía solar. Si avanzamos rápidamente a 2016, la capacidad solar aumentó a 922 MW y la energía eólica, a 709 MW. Este crecimiento variable de la capacidad energética provocó una disociación significativa de los precios en el mercado spot, fenómeno que fue amplificado por las horas solares (Figura 5).

Las implicaciones de este hecho no solo se vieron reflejadas en los precios del mercado spot –que alcanzaron 0 USD/MWh durante las horas pico de la energía solar– sino que también resultaron en una reducción significativa de la energía eólica y solar, y del ciclo de las centrales convencionales en un intento de manejar la volatilidad de la carga.

Figura 4: Costo marginal por hora y mes (en USD/MWh) para Chile en 2009

Figura 4: Costo marginal por hora y mes (en USD/MWh) para Chile en 2009

Figura 5: Costo marginal por hora y mes (en USD/MWh) para Chile en 2016.

Figura 5: Costo marginal por hora y mes (en USD/MWh) para Chile en 2016.

A fin de abordar este problema, en los próximos años, se implementarán varias medidas de refuerzo de la transmisión. Mientras tanto, los bancos han dejado de financiar proyectos dependientes de los precios del mercado spot como fuente de ingresos, por el mayor riesgo que conllevan. Este cambio en el entorno financiero obligó a los promotores de proyectos a buscar un modelo financiero alternativo que no dependiera tanto de las desfavorables condiciones del mercado spot.

Los generadores de energía eléctrica de Chile tienen la opción de vender energía a un precio estabilizado y constante, una determinación alternativa del precio nodal que se establece cada 6 meses por la Comisión Nacional de Energía. Este precio está a disposición de pequeños generadores (<9 MW) que estén conectados al sistema de distribución (PMGD) o a cualquier otro segmento de transmisión (PMG, <20 MW). Aunque esta opción ha estado presente anteriormente, los altos precios del mercado spot condujeron a una mejor situación financiera.

A la luz del nuevo panorama energético y de la continua tendencia a la inclusión de las energías renovables, el modelo comercial de precios estabilizados ha atraído un gran interés y ha experimentado una tasa de crecimiento de 5,7 MW/mes desde agosto de 2016. Además de su capacidad de obtener financiación, el modelo comercial PMGD también permite el autoabastecimiento y plazos de compromiso de 4 años, que pueden ser renovados. Algunas cuestiones asociadas con su uso son la necesidad de desarrollar carteras, ya que los proyectos son bastante pequeños, y el aumento de la competencia para aquellos que deseen seguir esta opción debido a la limitada capacidad de conexión. Para prosperar realmente con este modelo, un promotor necesitará agregar varias de estas plantas más pequeñas a una cartera, ya que los bancos están más dispuestos a financiar proyectos más grandes y son necesarias economías de escala para que las actividades de O&M y gestión de activos sean financieramente sostenibles.

En general, el mercado latinoamericano está mostrando constantemente una vigorosa actividad de energía renovable, que ha caracterizado a la región en su pasado reciente. Con las prometedoras tendencias que presentan los países de los alrededores, Chile no seguirá siendo la única potencia renovable en el futuro. Sin embargo, como pionero, el desarrollo del mercado chileno puede proporcionar importantes puntos de aprendizaje para el desarrollo del mercado de las energías renovables de la región en su conjunto. La diversificación de los modelos comerciales podría llegar a ser inevitable para otros mercados, ya que, a medida que las energías renovables ganan una mayor penetración, pueden causan problemas en la gestión de la energía.


Conozca más sobre la maduración del mercado solar latinoamericano en la segunda edición de Solar Asset Management LATAM, la conferencia líder en la región sobre la fase operativa de las plantas fotovoltaicas y la plataforma para establecer relaciones sólidas en la industria de la gestión de activos solares.