La creciente presencia de la Energía Renovable No Convencional (ERNC) en el mix de generación del país, que el año pasado en el mayor sistema eléctrico del país, el Interconectado Central (SIC), explicó más del 13% de la generación total, en alguna medida ha ocultado el incierto momento que en el plano financiero vive esta industria a nivel local.
La confluencia de factores negativos a nivel local e internacional tiene contra las cuerdas a esta productiva industria, particularmente a aquellas empresas que aún no han construido sus proyectos y que ante la imposibilidad de concretar sus proyectos, optaron por desprenderse de los contratos que se adjudicaron en las dos últimas licitaciones de suministro para distribuidoras.
La autoridad celebró el resultado de esas dos subastas, precisamente, por la alta concurrencia de las ERNC.
La caída en el costo de la energía, que en enero, tanto en el SIC como en la red del Norte Grande (SING) estuvo por debajo de los US$ 50 por MWh, es el factor que tiene en jaque a los actores de las ERNC, aunque no son los únicos afectados.
El director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables, Carlos Finat, explicó que el escenario actual de costos marginales bajos es el resultado de varios factores. Primero los efectos de las restricciones del actual sistema de transmisión y de las limitaciones operativas de centrales convencionales, que provocan situaciones de desacople de costos marginales y que, especialmente en el Norte Chico, llevan a que haya horas con costo marginal cero.
A ello se suma el elemento externo de la fuerte caída de precios de los combustibles fósiles, que en general definen el costo marginal y añade que una normativa aún incompleta para la definición de ciertos costos que informan las generadoras también afecta.
Algunas firmas también se han visto arrastradas por los problemas que sus matrices tienen en otros países, como es el caso de Abenoga, Sunedison o Renovalia.
“La persistencia de estos factores en el futuro presenta distintos grados de incertidumbre”, precisó el timonel de Acera, quien pese a lo anterior descartó que la situación actual sea estructural y se instale de manera permanente en el mercado eléctrico.
Un conocedor de este mercado añade que en estas circunstancias los únicos que están en una posición menos mala son los que tienen instalaciones en operación, pues están en un mejor pie para salir a contratar su energía, que es la única forma de asegurar flujos.
En lo inmediato, comentó un ejecutivo de una empresa ERNC, la coyuntura obligó a cambiar el modelo de desarrollo de este tipo de proyectos, que en muchos casos se construían apostando a la venta de su producción en el mercado spot que tenía precios más altos.
Esa fórmula ahora es inviable, ya que los bancos, enterados de esta situación desfavorable, elevaron sus requerimientos y si antes para entregar financiamiento pedían tener contratado el 30% de la producción, hoy ese porcentaje no baja del 70%.
Es precisamente esta necesidad de estabilizar los ingresos la que dio sustento a los traspasos de contratos, que en el caso de aquellos adjudicados en las licitaciones de las distribuidoras estaban asociados a proyectos aún en el papel.
En la industria confirman que en este momento están vigentes al menos tres procesos de venta con distintos grados de avance. Si bien la oferta incluye el proyecto a desarrollar y el contrato, en general el interés es sólo por el abastecimiento.
“La actual señal de costo marginal incentivará a las empresas para buscar cerrar contratos de suministro con clientes regulados (distribuidoras) y con clientes libres. Es una tendencia que se observa desde el año pasado”, dijo Finat. Los cambios a la ley que regula estas subastas permitieron la venta de estas obligaciones, lo que ha sido bien recibido por las empresas que saben que no podrán construir sus centrales, ya que así se evitan el pago de multas (ver nota relacionada).
El mal momento económico del sector ERNC local ha sido reportado por las empresas. Un caso es Etrion que, en su más reciente reporte de resultados, reconoció la fuerte merma de sus ingresos e informó el congelamiento de su plan de inversiones, que consideraba dos proyectos solares adicionales a uno que ya operan y donde tienen de socios a la francesa Total, a la espera de contratar un porcentaje mayoritario de la producción esperada.
Desincentivar la especulación. Con ese objetivo en mente, la Comisión Nacional de Energía (CNE) modificará las bases de la licitación eléctrica que se realizará a mediados de año, y en la cual se ofrecerán contratos a largo plazo para abastecer al sector regulado por unos 13.000 GWh, el mayor volumen desde que existe este mecanismo.
El secretario ejecutivo del organismo, Andrés Romero, explicó que estaban analizando este tema y en paralelo recogieron la inquietud planteada por algunos generadores, respecto a que el diseño de las subastas abría espacio para algún tipo de especulación con lo contratos y la presentación de proyectos "fantasma", con el sólo objetivo de adjudicarse algún bloque de suministro, pero sin tener la intención de desarrollar centrales eléctricas para cubrir esa demanda de energía.
"Lo que intentamos evitar con esto es que se presenten ofertas arriesgadas", dijo Romero. Esta situación ya se ha visto en otros mercados, como Brasil, donde en el pasado empresas ofertaron precios muy por debajo del mercado con el sólo objetivo de ganar el proceso, para finalmente no llevar adelante los proyectos, sino que vender los contratos, transformado el proceso en un negocio financiero.
El titular de la CNE agregó que hoy las boletas de garantía son marginales en relación con las inversiones que involucran los proyectos, por lo que están estudiando triplicar ese monto, que las empresas deben entregar como "seguro" para poder participar del proceso de licitación para abastecer durante un período de 20 años a clientes regulados, entre los cuales figuran los residenciales.
Hoy, las firmas deben entregar como garantía 100 UF por GWh (unos $2,5 millones) y la idea de la autoridad es incrementar ese monto hasta las 300 UF por GWh, unos $ 7,5 millones. Esto ayudaría a desincentivar la especulación financiera en el proceso. "Esta no es una barrera de entrada ni una traba a la competencia, pero nos queremos asegurar que la baja de precios en los contratos eléctricos se haga con empresas reales", sostiene Romero.
Durante el proceso de diseño de las bases de la próxima subasta, señala, la comisión, de la cual depende ahora este procedimiento, ha recibido unas 400 observaciones por parte de las empresas, las que considerará para elaborar los cambios, aunque precisó que las adecuaciones serán "menores".
En las dos últimas licitaciones, de diciembre de 2014 y octubre de 2015, los precios bajaron desde los US$ 130 por MWh a US$ 80 por MWh como promedio. El gobierno ha señalado que espera nuevas disminuciones, aunque en el sector privado estiman que las ofertas deberían ser similares, al tener un mayor componente de generación de base que entrará en la competencia.
