Riesgos emergentes en energía renovable: una breve descripción de las tendencias solares, eólicas, BESS e hidroeléctricas en América Latina

La energía renovable está en auge en América Latina (LATAM). La Agencia Internacional de Energía (AIE) proyecta un crecimiento de la demanda eléctrica de 1.295 TWh en 2020 a 2.282 TWh en 2040. La demanda proyectada es casi el doble de la capacidad instalada y supone un gran desafío para la región. En este artículo, daremos una breve descripción del estado del desarrollo de las energías renovables y los desafíos que enfrenta la región para cada una de estas tecnologías.

El mercado mundial de la energía eólica marina está creciendo a un ritmo casi exponencial. Solo en 2020, se instalaron 5,5 GW a nivel mundial, lo que da como resultado una capacidad instalada total de 39 GW. Las tendencias actuales se mueven hacia generadores de turbinas eólicas de hasta 15 MW de capacidad y parques eólicos que se están desarrollando más allá de la costa.

Sin embargo, en la región de LATAM, la energía eólica marina aún se encuentra en una etapa muy temprana de desarrollo. Mientras que Europa y Asia lideran el desarrollo global, LATAM, al igual que América del Norte, se está quedando atrás en los desarrollos de energía eólica marina. Tres décadas después de que se construyera el primer parque eólico marino, todavía no hay instalaciones existentes en LATAM.

El razonamiento detrás de esto podría ser un poco más complejo de lo que parece. Las políticas energéticas en los países de LATAM están fuertemente ligadas a la agenda del gobierno actual en cada país específico. La tendencia actual de las elecciones de LATAM y los gobiernos hacia la izquierda han creado una falta de consistencia a largo plazo en las políticas energéticas que podrían mejorar la transición en cada geografía específica. Las regulaciones y los gobiernos de LATAM deben encontrar una manera de crear consistencia en las políticas a mediano y largo plazo, independientemente de qué partido permanezca en el poder a medida que avanzamos hacia una economía neta cero en 2050.

Además, LATAM generalmente carece de infraestructura de transmisión. No se trata solo de crear nueva capacidad instalada en energía eólica marina, sino también de llevar esa capacidad desde áreas remotas a las ciudades más densamente pobladas de la región. Algo que requiere una buena cantidad de inyección de capital. La oportunidad ciertamente existe para que LATAM explote la energía eólica marina, pero aún existen desafíos administrativos y técnicos que deben resolverse antes de que la región pueda explorar completamente su potencial.

Los datos de Global Energy Monitor muestran que con aproximadamente 20 GW de proyectos solares actualmente en construcción, la región de LATAM está construyendo actualmente cuatro veces más capacidad que en Europa, y solo está detrás de Asia (110 GW) y América del Norte (22 GW). Con otros 100 GW en fase de preconstrucción o anuncio, la región está en auge.

El riesgo clave para las granjas solares está relacionado con el clima, especialmente con daños por granizo o huracanes. Las tormentas de granizo violentas no son infrecuentes en LATAM. Por ejemplo, en 2022, un vuelo de la aerolínea LATAM tuvo que realizar un aterrizaje de emergencia después de que el avión sufriera daños sustanciales cuando volaba directamente a través de una tormenta de granizo. Aún se debate si el cambio climático está trayendo granizadas más grandes y/o más frecuentes, pero la amenaza está ahí y no puede ser ignorada. La Organización Meteorológica Mundial registró 16 grandes granizos en Perú en 2021 y 10 en Chile. Como se mencionó anteriormente, el dilema de la infraestructura se aplica tanto a la energía solar como a la energía eólica marina (y terrestre). La infraestructura de transmisión necesita desarrollo desesperadamente para satisfacer la creciente demanda de energía y no comprometer la seguridad energética, especialmente con el aumento significativo de la población que se espera en LATAM durante los próximos 15 a 20 años.

Chile lidera el desarrollo de BESS en la región con 54 MW en operación al 2021, seguido por Puerto Rico y Surinam. La capacidad instalada y los proyectos en desarrollo en LATAM todavía están muy por detrás de EE. UU., China y Europa, quienes lideran el desarrollo global. La mayoría de la tecnología de batería aplicada se basa en iones de litio, mientras que las soluciones de batería de flujo actualmente son poco comunes. También existe una preocupación general en la región de que la Ley de Reducción de la Inflación implementada por la administración Biden en los EE. UU. tenga un efecto negativo en el desarrollo de BESS en LATAM.

El mayor problema con las baterías de iones de litio es el alto riesgo de fuga térmica, un fenómeno que ha causado un dolor de cabeza severo a la industria de seguros, casi en línea con las pérdidas actuales de granjas solares relacionadas con el granizo en los EE. UU. Estadísticas del Instituto de Investigación de Energía Eléctrica ( La base de datos de eventos de falla de BESS disponible públicamente de EPRI muestra 12 eventos globales de BESS en 2022, y ninguna de estas instalaciones tiene una antigüedad de más de cinco años. Esto presenta un gran desafío para los desarrolladores, los fabricantes de equipos originales (OEM) y, por supuesto, el mercado de seguros.

La expectativa de crecimiento hidroeléctrico neto global en LATAM sigue siendo relativamente baja y se está desacelerando en comparación con otras regiones importantes del mundo. Brasil es la tercera nación hidroeléctrica más grande del mundo y la nación hidroeléctrica más grande de la región con 109 GW de capacidad instalada, seguida de Venezuela (15 GW) y Colombia (12 GW). Las adiciones proyectadas en la región entre 2021 y 2030 es de 15 GW, una reducción del 64% en el desarrollo en comparación con el período 2011-2020, principalmente debido a una reducción de los proyectos planificados en Brasil (tanto Argentina como Colombia están agregando capacidad pero no lo suficiente para contrarrestar la reducción del desarrollo brasileño). Esta es una gran reducción, en comparación con el promedio mundial del 23%.

La Pérdida Máxima Estimada (EML) o la Pérdida Máxima Previsible (MFL) se puede describir como la pérdida probable más grande y baja que se prevé para un activo de generación de energía específico. Este es un parámetro importante para la industria de seguros, ya que especifica el reclamo de seguro potencial más alto estimado, que no necesariamente tiene que ser el valor total del activo de generación de energía. La diferencia entre el EML y el valor total del activo determinará el ahorro con respecto a las primas de seguros. Un EML más alto significa primas más altas, por lo que al propietario de un activo le interesa mantenerlo lo más bajo posible. Otro aspecto importante al usar EML y/o MFL es qué tipo de límite de seguro se requiere cuando se financia un proyecto, por ejemplo, y los prestamistas se sientan detrás de algún requisito de seguro. Es importante participar en estas discusiones en una etapa temprana para poder optimizar los costos de las primas.

Vientos de la costa. Los costos de construcción e instalación de la energía eólica marina han contribuido a impulsar a la industria hacia el uso de una única subestación marina (OSS) para todo el parque eólico, lo que, desde una perspectiva de seguros, aumenta significativamente el riesgo y, en consecuencia, aumenta las primas de seguros. La función del OSS es recolectar toda la energía producida por el parque eólico, transformar la energía al voltaje requerido y exportarla de regreso a la subestación ubicada en tierra. En el caso de una pérdida total de un OSS, todo el parque eólico no estaría operativo durante todo el período de reparación/reemplazo (plazo de entrega), que hoy en día puede durar varios años.

Como ejemplo, el costo total de reemplazar un OSS por un parque eólico marino de 1 GW está en el rango de $ 200 millones a $ 300 millones. Agregando la interrupción del negocio (BI) de al menos $ 200 millones por año durante un período de tres años, el EML total alcanzaría al menos $ 800 millones. Esto no incluye las penalizaciones que podrían aplicarse por parte del tomador de energía. La pérdida potencial total hará que la mayoría de las aseguradoras se lo piensen dos veces antes de decidirse a participar en el programa o establecer las primas a un nivel en el que se sientan cómodos asumiendo el riesgo. La cobertura del elemento tiempo (retraso en la puesta en marcha [DSU] y BI) ha estado en el ámbito de los mercados en los últimos años ya que condiciones como la cláusula de volatilidad han ocupado un lugar destacado a la hora de declarar la suma asegurada, es decir, la cantidad de dinero que la compañía de seguros está obligada a cubrir en caso de un siniestro cubierto, a los mercados. Por lo tanto, este problema de equipo crítico para los activos eólicos marinos podría estar bajo un intenso escrutinio en los próximos años.

Plantas solares fotovoltaicas. Las recientes grandes pérdidas debidas al granizo en plantas solares fotovoltaicas en EE. UU. han llevado a los mercados a imponer límites a las posibles coberturas en un intento desesperado por responder a reclamaciones millonarias en los últimos años. ¿Será este también el caso en LATAM? Con el auge actual de la construcción y los cambios impredecibles del clima, las pérdidas parecen inevitables y la respuesta del mercado corre el riesgo de ser dura. Las soluciones de seguros paramétricos existen, pero ¿es una solución viable?

BESS. La fuga térmica sigue siendo la mayor amenaza para la integridad de BESS basada en iones de litio. El espaciado de las unidades (generalmente determinado por las reglas de la Asociación Nacional de Protección contra Incendios [NFPA] u otras pautas de la industria/seguros, como las hojas de datos de FM) y la respuesta efectiva del departamento de bomberos local son dos de los parámetros que aún no se implementan por completo en todos los sitios de BESS. ni totalmente aceptado por varias aseguradoras, OEM y propietarios de proyectos. Las reglas y los estándares también cambian constantemente en este campo específico, lo que puede llevar a que las plantas de solo cinco o 10 años se encuentren repentinamente en una situación en la que las aseguradoras imponen nuevos requisitos que no existían durante la fase de diseño o construcción.

Hidro. La energía hidroeléctrica es una tecnología madura y los riesgos que determinan la cobertura se conocen relativamente bien. Dicho esto, la construcción y operación de centrales hidroeléctricas no están exentas de riesgos. En 2018, el túnel de desvío se derrumbó en el proyecto de 2,4 GW Hidroituango en Colombia, lo que provocó retrasos significativos y pérdidas estimadas en $2500 millones. En el proyecto Coca Codo Sinclair de 1,5 GW en Ecuador, los problemas relacionados con la calidad del trabajo aparecieron después de la puesta en marcha en 2016 y aún no se han resuelto por completo. Además de los riesgos de construcción y los problemas de calidad, los eventos NatCat, como las inundaciones, deben reevaluarse cada dos años, especialmente para los activos que se ejecutan en los ríos donde la falla de una represa puede afectar a otros activos de la represa (creando efectos en cascada) o infraestructura crítica río abajo.

El propietario del activo debe determinar cuáles son los riesgos reales durante la etapa de factibilidad del proyecto y cuáles de los riesgos deben transferirse a una compañía de seguros. Esto se puede hacer mediante el análisis del costo total del riesgo (TCoR) para varias soluciones de diseño, así como mediante el uso de herramientas de modelado avanzadas, incluidas herramientas de modelado catastrófico como las disponibles en AIR Worldwide, parte de la familia de empresas de Verisk Analytics. . El costo total del riesgo se mide a lo largo de toda la vida del proyecto. Al administrar este parámetro, el propietario puede determinar qué impacto tendrán las diversas soluciones de diseño en los costos relacionados con el seguro, incluidas las pérdidas. Es posible obtener un buen equilibrio entre la retención del riesgo (el propietario asume el riesgo) y la transferencia del riesgo (el riesgo se transfiere a la aseguradora), mediante el uso efectivo de herramientas de gestión de riesgos en una etapa temprana de un proyecto renovable.

—Andreas Fabricioes consultor sénior de control de riesgos en Aon Global Risk Consulting, Canadá, yDaniel Ocampoes líder de la industria de recursos naturales de Aon para LATAM, México.

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