Caída en la inversión eléctrica

Según el último reporte de la Corporación de Bienes de Capital, la inversión en el sector eléctrico será este año la menor desde 2011. Esto constituye un problema, especialmente considerando que este era uno de los pocos sectores en que la inversión se había mantenido elevada en los últimos años: entre 2020 y 2024 alcanzó un promedio de alrededor de US$ 4.000 millones al año. En 2024, por el contrario, caerá a menos de US$ 2.500 millones.
Existen al menos dos causas que pueden explicar lo que está ocurriendo. En primer lugar, las actuales restricciones en materia de transmisión, que hacen que gran parte de la energía producida en algunas zonas del país deba verterse, porque no es posible enviarla a los centros de consumo. De hecho, hasta fines de junio de este año se habían vertido 1.911 GWh, suficientes para abastecer a casi 640.000 hogares durante todo un año. En estas condiciones, si se invirtiera más -especialmente en el Norte-, parte de esa nueva energía que se produciría también terminaría siendo vertida, disminuyendo el atractivo de tales inversiones.
El segundo factor es la modificación efectuada en la forma de pago para los Pequeños Medios de Generación Distribuidos (PMGD), es decir, unidades de menos de 9MW conectadas a la red de distribución. Puesto que estas unidades no requieren transmisión, hace años se decidió fomentarlas con un precio estabilizado por su energía. De este modo, las inversiones de PMGD renovables crecieron rápidamente, llegando a 3GW, incentivadas por una política que garantizaba, en el caso de las unidades fotoeléctricas, un precio muy superior al de mercado; de hecho, esta es una de las razones por las que los costos sistémicos pasaron de US$ 3/MWh en 2021 a US$ 20/MWh o más. Al reducirse el monto del subsidio para futuros PMGD, este tipo de inversión perdió parte de su atractivo. Esto, por cierto, es sano para el sistema eléctrico, al limitar una distorsión costosa para el país.
Muy distinta es la situación producida por las restricciones de transmisión, las que solo se resolverán lentamente, pues las líneas más importantes siguen enfrentando una oposición miope por parte de ecologistas que no advierten las consecuencias ambientales de su rechazo y por sectores que pretenden oportunistamente obtener ventajas. La línea más importante proyectada, Kimal-Lo Aguirre, entrará en operaciones, si no hay retrasos, recién en 2029. Mientras tanto, la respuesta al problema está en la instalación de capacidad de almacenamiento mediante baterías u otros mecanismos. Estas unidades retiran energía del sistema durante el día, cuando el precio es bajo, y la descargan al atardecer, cuando la demanda es elevada, no hay generación solar y la congestión es menor.
En este contexto, muchas plantas eólicas del norte están hoy instalando baterías para valorizar su producción, aprovechando que su costo se ha reducido: ya hay 424 MW instalados, los que pueden proveer esa potencia por cuatro horas. Además, hay otros 1.530 MW en construcción y, dado que su instalación es rápida, dispondremos de una capacidad de almacenamiento más o menos significativa en un plazo corto. Es posible que si se mantienen bajos o se reducen aún más los precios de esta tecnología, el impacto de las estrecheces de transmisión sobre la inversión se reduzca. Sin embargo, la solución no es total, pues el almacenamiento solo dura unas horas, y hay períodos en los que la generación solar, y también la eólica, caen drásticamente incluso durante el día.
Aun así, es posible que, precisamente gracias al almacenamiento, la reducción en la inversión no sea permanente. Pero esto no significa olvidar que se requieren cambios en la regulación del sector para que sea viable la electrificación de los consumos energéticos, fundamental para combatir el cambio climático.