Un par de meses antes de que el Comité de Ministros sellara la suerte de HidroAysén, poniendo una lápida al proyecto, en Italia Francesco Starace asumía la presidencia de Enel y se proponía tomar el control efectivo de Enersis. Dos hechos que sucedían a más de 10 mil kilómetros de distancia, pero que, sin planearlo, cambiaron definitivamente el escenario energético en Chile.

El no del gobierno a las megacentrales y la “quitada de piso” de Starace al decir que “el proyecto como está no se puede hacer, contra la gente y contra el país”, pusieron fin a un ciclo, y lejos de provocar una profundización de la crisis energética, reconfiguraron la escena, generándose un cambio profundo en el mapa eléctrico en 2014.

Por un lado, empresas con proyectos más pequeños que se veían inviables con HidroAysén se animaron a ingresar al mercado, mientras otros actores mundiales, como Gas Natural Fenosa (GNF) y Electricité de France (EDF), planificaban su aterrizaje, generando un punto de inflexión.

Las cifras avalan lo que se puede denominar el despertar del apetito inversor en el sector eléctrico. “En marzo de este año se estaban construyendo 28 plantas de generación, equivalentes a 1.949 MW, y en noviembre hemos subido a 45, con 3.527 MW. Ese despegue refleja el buen clima inversor, tanto de actores locales como internacionales”, comenta el ministro de Energía, Máximo Pacheco.

Aterrizaje de los grandes

El mapa energético no sólo está cambiando en Chile, sino en el mundo. La disputa entre los productores de petróleo y shale gas, entre Rusia y Europa, y el acuerdo entre Estados Unidos y China poniéndose metas para inyectar fuentes renovables a su matriz energética están reconfigurando el panorama y obligando al sector a replantearse sus estrategias. Esto lo están entendiendo Enel, DGF, GDF, E-On por mencionar a algunas, que se han reestructurado porque ven que las nuevas tecnologías están tomando fuerza y compitiendo en forma muy agresiva en términos de precios.

Con el aterrizaje de estos actores, estas ideas comenzaron a permear la industria chilena. La buena noticia -señala Máximo Pacheco- es que Chile dejó de ser local en su reflexión. “Este año ha estado marcado por el ingreso de actores que han llegado para quedarse en el largo plazo y que, por su experiencia y trayectoria, nos aseguran otro nivel de competencia y también el uso de nuevas tecnologías”, sostiene.

Pacheco se refiere a Enel, Gas Natural Fenosa (GNF), Electricité de France (EDF), entre otras. La italiana es liderada por Francesco Starace, que viene del mundo de las energías renovables. El ejecutivo comenzó a manejar la compañía bajo un nuevo paradigma, poniendo en revisión todos sus proyectos.

En tanto, la española GNF, que adquirió hace un par de meses CGE, es un actor global, con una fuerte presencia en GNL y con apetito de crecer en Chile.

El nuevo mapa

La licitación de suministro eléctrico adjudicada hace unos días podría definirse como un hito clave para el futuro del sector, ya que permitió el ingreso y fortalecimiento de otros actores distintos a los dominantes (Endesa, Colbún y AES Gener).

Suez Energy, a través de su filial en Chile E-CL, fortaleció su posición en el Sistema Interconectado Central (SIC) como cuarto actor. Axel Levêque, gerente general de la firma, explica la apuesta de la compañía: “Hoy, E-CL tiene ventas de energía por 9.000 GW/h y a partir del año 2018 comenzaremos a inyectar otros 5.040 GW/h al SIC. Lo anterior implica realizar inversiones por unos US$ 1.700 millones y un crecimiento exponencial para la compañía. Para abastecer dicha energía utilizaremos un mix a base de carbón, gas natural y ERNC. En el futuro, nuestro portafolio de generación estará más enfocado en desarrollo de centrales a gas y energía renovable, sin descartar ninguna tecnología ni fuente energética”, adelanta.

Otro actor que salió fortalecido fue Electricité de France (EDF). Hoy la compañía participa en el consorcio Biobiogenera (ex Octopus), que lleva adelante el terminal de GNL Penco-Lirquén y la central de ciclo combinado llamada “El Campesino”.

Todo esto, sin duda, cambiará el mapa de la generación. Si se hace el ejercicio de juntar los dos sistemas, Sing y SIC, considerando una capacidad instalada de 19.000 MW, se aprecia que el Grupo Enel (Endesa Chile y Enel Green Power) lidera el mercado con el 34%. Le siguen AES Gener, con 18%; Colbún, 16%; E-CL, 11%; Arauco, 3,2%; Pacific Hydro, 3%, y otros, 14,8%.

Si el mapa se proyecta a 2018, considerando los proyectos existentes y en construcción (cerca de 25.000 MW) y los que se gatillarán con la reciente licitación, se ve un cambio importante, con actores ganando terreno y otros que habían tenido el liderazgo bajando su poderío: Así, el Grupo Enel pasaría al 28%; AES se mantendría en 18%; Colbún bajaría al 13%, y E-CL se mantendría en 11%, pero acortando la brecha.

Otro punto importante de este análisis es el ingreso al ruedo de otros actores, que en conjunto aumentarían su participación del 21% actual a un 31% proyectado al 2019. Los actores más relevantes son: EDF, con la primera unidad de 640 MW; Arauco, con su capacidad actual de 606 MW más posibles nuevos proyectos; Pacific Hydro, con su capacidad actual de 563MW; actores renovables como Abengoa, que podría alcanzar los 470 MW con su proyecto en construcción en el Sing y los que se gatillarían con el reciente contrato de la licitación, y Duke, con su capacidad actual de 380 MW.

El primer trimestre del próximo año el gobierno subastará un nuevo bloque de energía, donde espera que ingresen más interesados. Estos no sólo vendrían de la mano de las licitaciones: la ampliación de giro de Enap es un modelo de negocio que busca que la estatal pueda preparar la cancha de aterrizaje, mediante la preparación de proyectos viables que cuenten con todos los permisos para atraer a futuros inversionistas.

Todo esto aumentará aún más la competencia, haciendo dinámico el mercado.

René Muga, gerente general de la Asociación de Generadoras, explica que es altamente probable que en las próximas décadas, el cambio tecnológico sea muy profundo en la manera como concebimos la generación eléctrica. “Esos cambios van a llegar a Chile sin duda. Es difícil prever su dirección, pero se puede adelantar que implicarán una matriz energética más diversificada, menos emisora de gases efecto invernadero y mercados mucho más desarrollados”, dice.

Los pendientes

Para el director ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G., Rodrigo Castillo, si 2014 será recordado como el año de la inflexión en el mercado eléctrico, 2015 deberá ser el año de la confianza. “Lo que más nos hace falta es, por desgracia, lo más difícil, pues no termina con un proyecto de ley. Restablecer las confianzas con las comunidades y los entornos para que los proyectos energéticos sean considerados un aporte al desarrollo en vez de una fuente de malestar, recelo y desconfianza”.

La autoridad tiene claro este punto, de ahí que el proyecto de ley de asociatividad sea clave para que el impulso de 2014 tome vuelo.

“Sabemos que todavía podemos fortalecer más este sector. La parálisis de los últimos años y todos sus efectos no se corrigen en nueve meses. Vamos a perseverar en la consolidación de este ambiente propicio para las inversiones, porque queremos incorporar más actores, más competencia y más y nuevas tecnologías”, sentencia Pacheco.

Castillo agrega que también es importante acelerar el proceso de modernización de las normas de transmisión y “preparar a los CDEC para absorber el desafío de las ERNC que están ingresando al sistema a precios muy competitivos. También hay desafíos enormes en generación y en eficiencia energética, pero las perspectivas hoy son totalmente diferentes. Tenemos un sector en franca mejora, con otro ánimo, otra actitud y también otros resultados”.

Para Muga, la transmisión es clave. “Hay que recuperar lo más rápido que se pueda el tiempo perdido como país. Tiene que avanzar también al ritmo previsto la inversión en transmisión troncal, ya que atrasos en su desarrollo pueden tener un efecto muy severo en el crecimiento de la oferta eficiente y oportuna de energía eléctrica que se requiere”.

Por primera vez en la historia, la electricidad de los consumidores entre Tal Tal y Chiloé se generará en unas pocas empresas. El predominio de Endesa y AES Gener, ya dañado en la última década por la fuerte irrupción de Colbún, será mermado aún más por tres actores europeos: E-CL, ligada al grupo Suez; el grupo Electricité de France (EdF), y la española Abengoa.

Ese es el efecto más estructural de la licitación de suministro eléctrico, que culminó de manera definitiva esta semana. Mediante este mecanismo, llevado a cabo por la Comisión Nacional de Energía (CNE), se subastan grandes bloques de consumidores para que diferentes empresas productoras de energía les entreguen el suministro, en este caso, desde 2016 en adelante. Logra la licitación la compañía generadora que adjudica a menor precio y con mejores condiciones.

La última adjudicación logró licitar el 92% de la demanda ofertada en SIC, alcanzando una baja de 20% en los precios: logró US$ 107 por MWh (megawatts por hora) frente a los US$ 130 registrados hace un año, destaca la CNE.

Pero además -grafica un estudio de Quiroz & Asociados-, hizo que cambiara el mapa energético del país. La entrada de Suez, EdF y Abengoa a la zona central sur hará que la torta eléctrica se reparta entre más empresas, sostiene Felipe Givovich, experto de Quiroz & Asociados, en especial con la fuerte presencia de los dos primeros actores.

"Con su ingreso bajará el nivel de concentración de mercado desde un índice de 2.530 puntos, que refleja un mercado altamente concentrado en 2013, a 1.876 puntos, que es indicativo de un mercado medianamente concentrado", dice. Y destaca: "Nunca antes esto había ocurrido".

El experto señala que estos dos nuevos participantes dan cuenta de un 23% de la energía base actual del SIC. Y con ello, los tres históricos actores (Endesa, AES Gener y Colbún, que no concurrieron en esta licitación) perderán participación de mercado de aquí al 2020, cuando entre en régimen toda la energía licitada.

Según el estudio de este experto de Quiroz & Asociados, la merma en la participación de mercado afectará a las compañías más grandes.

Endesa, con casi el 40% de la generación de energía base que se produce, hoy pasaría a contar con 31,68% al 2020, mientras que AES Gener pasará del 26,26% que ostenta actualmente a un 22%. Y la eléctrica de los Matte pasará de 20,39 a 17%, detalla el reporte de Givovich.

En el caso de E-CL, que apuesta a interconectar el Sistema del Norte Grande (SING) con el SIC en 2017, su meta es convertirse en cinco años en el tercer actor del mercado nacional, desplazando a Colbún y pisándole los talones a AES Gener.

"Con esta licitación, E-CL crecerá de manera sustancial. Hoy vendemos 9 mil GWh de energía, y a partir de 2018 inyectaremos otros 5.040 GWh al SIC, con lo que nos convertiremos en un actor relevante en el SIC y quedan las bases sentadas para alcanzar la posición de tercer generador a nivel nacional", dice Axel Levêque, gerente general de la compañía. Esto es posible porque esta empresa es el principal actor del Norte Grande, donde tiene el 46% de la energía.

Además, detalla Levêque, "activaremos inversiones por entre US$ 1.700 millones y US$ 1.800 millones, para Infraestructura Energética Mejillones (IEM) y en la línea entre Mejillones y Copiapó. Este proceso ha sido muy relevante para el país, en especial el esfuerzo realizado por el gobierno por buscar caminos para que otros actores ingresen al mercado".

En cuanto a EdF, este conglomerado forma parte del consorcio Bío Bío Genera, que impulsa la central a gas natural El Campesino y el terminal de regasificación Penco-Lirquén. Su apuesta es, obviamente, el gas natural. "Como estas centrales son más flexibles que otras centrales de generación con otros combustibles, facilitará un mayor ingreso al sistema de energías renovables no convencionales (ERNC)", resalta Juan José Gana, gerente general de Bío Bío Genera.

Este ejecutivo enfatiza que como el terminal Penco-Lirquén es abierto, en una primera etapa la central El Campesino -que se llama así para demostrar que el gas es compatible con el mundo rural- solo contratará el 25% de la capacidad puerto, por lo que el GNL remanente podrá ser adquirido por cualquier otra compañía de la región.

La inversión del terminal de GNL es de US$ 165 millones y en la planta a gas es de US$ 800 millones, destaca Gana.

En cuanto a la española Abengoa, este jueves la firma acordó suministrar parcialmente a uno de los bloques de consumidores que licitaba el Gobierno. Solo considerando sus centrales para abastecer este suministro, la compañía hispana tendrá el 1% del mercado en el año 2020.

Ocho proyectos de energías no convencionales entran al sistema

El estudio de Felipe Givovich resalta que un total de ocho proyectos de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) lograron contratar energía en este proceso. Entre ellos, la central termosolar de Abengoa, las eólicas de Acciona y San Juan y la fotovoltaica de Santiago Solar.

Con ello, el aporte de estas energías "verdes" a la red de Tal Tal a Chiloé aumenta en un 70%.

15.045 megawatts es la capacidad instalada del Sistema Interconectado Central (SIC).

4.333 megawatts es la potencia instalada en el Norte Grande (SING).