La última licitación de suministro eléctrico, la mayor subasta realizada en Chile para clientes regulados -hogares y pymes-, superó varios registros. Los 12.430 GWh se adjudicaron a un precio promedio récord de US$ 47,6 por MWh, valor que supone una baja del 40% respecto de la licitación de octubre de 2015 y de 65% en comparación con 2013.
Un hito, también, fue la participación en el proceso de 84 empresas nacionales y extranjeras. El resultado de la subasta permitirá, según el gobierno, rebajar un 20 % las cuentas de luz a partir de 2021.
Para la industria y los expertos, el resultado de la licitación marca, además, un punto de inflexión para el sistema. “Generará cambios en la tendencia de lo que venía pasando en el sector en los últimos ocho o más años, cuando se hablaba de falta de inversión y de precios altos. Lo que hemos visto en el pasado no se va a repetir en el futuro”, asegura Ramón Galaz, director de Valgesta.
La licitación, a su juicio, cambiará el mercado de manera relevante. “Esta nueva condición del sistema obliga a revisar los planes de desarrollo de las generadoras y las fórmulas de comercialización”.
Acorde a lo que indicó a La Tercera, el punto de inflexión, agrega Galaz, se genera a partir de las definiciones regulatorias que ha habido, “con un buen diseño, pero, además, con una buena implementación”, destaca.
María Isabel González, gerenta general de Energética, coincide. “La energía ofertada fue siete veces la adjudicada, lo que demuestra que hay mucho interés por desarrollar proyectos”, asevera.
En su opinión, una serie de cambios confluyeron para destrabar los proyectos y dar certeza a los inversionistas. Uno de ellos es la flexibilidad en el mecanismo de licitaciones. “El cambio a la ley permitió que las licitaciones se hicieran con cinco años de anticipación en vez de tres, lo que dio tiempo para desarrollar los proyectos”, destaca. Asimismo, añade, se flexibilizó el mecanismo para poder postergar la entrega de suministro y se distribuyó la licitación en bloques horarios, “lo que facilitó la participación de las renovables y permitió la entrada de nuevos actores internacionales”.
La ley de transmisión, que simplificó el sistema de precios, y la ley de concesiones, promulgada en el gobierno de Piñera, también han sido favorables para el sistema, menciona Renato Agurto, socio de Synex. “En general, el ambiente en el sector es favorable, se acabó la trabazón de proyectos de generación que provocó precios muy altos”, dice. Aunque, aclara, también hay factores externos que han contribuido a despejar el escenario.
“En esta situación de baja de precios, han aportado la caída de los costos de los combustibles, como el carbón, el petróleo y el gas natural”, enumera. También, añade, ha jugado a favor la baja de los costos de las tecnologías renovables no convencionales.
En opinión de las generadoras, quedan desafíos por delante. “Los cuellos de botella de transmisión siguen existiendo, al menos hasta 2018, y el desafío de desarrollar proyectos de manera sustentable con las comunidades, que afecta más a los proyectos eólicos que a los solares, también son cuellos de botella (o “desafíos”) que deben resolverse”, plantea Claudio Seebach, vicepresidente ejecutivo de la Asociación de Generadoras.
Activa nuevas inversiones por US$ 3 mil millones. Supone la baja del 20% de las tarifas eléctricas en cinco años más. Se presentaron 84 ofertas, con el menor precio ofertado en Chile en un concurso de este tipo (US$ 29 por MW/h en un bloque específico). Y como nunca, se midieron de igual a igual energía convencional y no convencional (ERNC), empresas grandes y chicas, extranjeras y nacionales.
Las grandes ganadoras fueron las energías no convencionales, en especial la eólica, representadas por compañías como Mainstream, Acciona y WPD. A ellas se suma Endesa. Por el contrario, quedaron fuera las energías de base, -hidroeléctricas de embalse, carbón y gas- que ofertaban empresas como Colbún, Aes Gener, Engie y Gas Natural Fenosa.
Pero una vez terminada la licitación eléctrica más reñida de la historia, la competencia sigue bajo cuerdas.
Algunas de las empresas que no lograron adjudicarse contratos critican el proceso: que el precio ofertado no es sostenible; que hay riesgo de especulación; que no se considera -ni se paga- el efecto sistémico de la intermitencia de las renovables; que hay restricciones en la transmisión que impedirán que la energía más barata llegue a los mayores centros de consumo; que se perjudicó al gas natural.
Los cuestionamientos no son de todas las compañías que no se adjudicaron contratos. Engie, ex grupo Suez, explica que como son muy activos en el mercado de los clientes libres participaron en la licitación con los excedentes y sin la presión de tener que adjudicarse algún bloque. Y GPG Chile (Gas Natural Fenosa), que quedó fuera por escaso margen, señala que seguirá adelante con un plan de inversiones por US$ 360 millones.
Por otro lado, los ganadores del concurso están felices y desdeñan las críticas, que a su juicio se deben a que las grandes eléctricas estaban acostumbradas a no tener competencia.
"Fue una buena licitación, se logró bajar los precios y limpiar la matriz", dice WPD Chile, eléctrica alemana que ofertó energía eólica con 103 aerogeneradores, algunos en proyectos y otros en construcción, en Biobío y La Araucanía. "Los chilenos se habían acostumbrado a precios altos, pero en el resto de América Latina y la mayoría de los países de la OCDE las tarifas eléctricas son más bajas", sostiene Bart Doyle, gerente general de la irlandesa Mainstream, que se hizo del 26% de la energía licitada.
¿Qué tan ciertos son los cuestionamientos al proceso? ¿Seguirá el debate agitando a la industria eléctrica?
Hugh Rudnick, socio de Systep y académico de la UC, considera que esta licitación fue exitosa por muchas razones, desde el cambio de las bases, la anticipación de los llamados para hacer ofertas o la mayor duración de los contratos, hasta factores externos como la reducción dramática de los costos de las tecnologías renovables eólica y solar, así como la aprobación de la ley de transmisión, que redujo los riesgos a los generadores nuevos. Pero admite que el precio bajo no es sustentable en el largo plazo para nuevas inversiones de energía base con gas natural licuado o hidroeléctrica de embalse.
Una de las críticas más recurrentes de las compañías que no ganaron es que el precio ofertado tan bajo no es sustentable, por lo que habría riesgo de especulación. Esto se debería a que como las centrales no convencionales demoran poco tiempo en levantarse -un año o menos- las compañías que se ganaron los contratos podrían esperar cuatro años (hasta 2020) antes de decidir si invertir o no y solo harían plantas nuevas si los costos de construcción son bajos. Si los precios son altos, optarían por no cumplir el contrato, porque el costo de esta decisión es muy pequeño, señalan en la industria. En el caso de Mainstream, señalan, incumplir el contrato le significaría US$ 36 millones de una inversión global de más de US$ 1.000 millones.
Si las centrales no se construyeran, se tendría que hacer una nueva licitación, con tarifas más altas. Citan el ejemplo de Central Campanario (controlada entonces por Southern Cross), a diésel, que hace casi una década se hizo de un contrato a bajas tarifas, pero cuando los combustibles fósiles subieron no pudo solventar este shock de precios y estuvo a punto de la insolvencia en 2011. Pero en el intertanto todas las eléctricas tuvieron que aportar con energía al sistema para que éste no sucumbiera.
"El riesgo de especulación siempre existe y es probable que algunos ofertantes hayan especulado con bajas mayores de costos de inversión de ERNC, que pueden no tener lugar", asevera el experto Hugh Rudnick. "La autoridad podría explorar a futuro otros mecanismos para asegurar suministro y reducir los riesgos de incumplimiento", añade.
Pero la Comisión Nacional de Energía (CNE) responde que las bases de licitación incluyen una serie de auditorías relativas al cumplimiento de los hitos constructivos de los proyectos y que las garantías por incumplimiento aumentaron tres veces en este proceso, por lo que "la barrera de salida es alta".
Directamente aludida en las críticas, Mainstream niega que tal riesgo exista porque sostiene que los precios ofertados reflejan el costo que hoy -y no en el futuro- tiene la tecnología no convencional como la eólica, señala Bart Doyle. Añade que incluso si tuvieran algún problema concreto en algún proyecto, cuentan con una cartera de 2 mil MW (el doble de lo adjudicado a esta empresa) diversificada geográficamente, que lo ayuda a afrontar contingencias.
José Ignacio Escobar, gerente general de Acciona Chile, asegura que su conocimiento del mercado les permitió hacer una oferta competitiva, que refleja los costos actuales.
Pero los críticos a estos precios dicen que incluso si las centrales se construyeran, dado que por el menor factor de planta (porcentaje de uso) que tienen las centrales eólicas y solares, que funcionan solo algunas horas del día, deben contar con respaldo de energía de base, ¿qué ocurre cuando esa energía se encarece?, ¿Cómo se cumplen contratos con esa variabilidad?
La CNE hace ver que un estudio elaborado por el Ministerio de Energía concluyó que los sistemas eléctricos nacionales cuentan hoy con los recursos suficientes para sumar un 68% más de energías renovables de forma eficiente, donde las ERNC podrían representar más del 40% de la matriz nacional.
Al respecto, los análisis del Gobierno muestran que incluso bajo supuestos conservadores y sin incorporar mejoras a la gestión operacional, resultaría eficiente integrar energía eólica y fotovoltaica, que representen el 30% de la generación eléctrica nacional anual.
Mainstream añade que si hubiera un problema de precio en las energías convencionales, afectaría a todos, no solo a ellos.
Los polémicos "servicios complementarios"
Un tema de análisis en el sector eléctrico son los llamados "servicios complementarios". En síntesis, es el costo a pagar por la entrada y salida de los distintos tipos de energía que entran al sistema. En el caso de las centrales de ERNC, su intermitencia hace que ingresen y salgan muchas veces de de la red, lo que produce un mayor costo.
Según las grandes generadoras, no hay norma que regule este pago, que se volverá más frecuente conforme entren a operar cada vez más energías no convencionales, que están más lejos de los centros de consumo.
La CNE dice que se encuentra en plena etapa de implementación de una norma. "Este proceso se está haciendo con la participación de todos los actores del sector y esperamos obtener la mejor regulación en los próximos meses, lo que permite prepararnos para este escenario", agrega la entidad.
Otra complicación que ven es que como al 2021 el Sistema Integrado del Norte Grande (SING) y el Sistema Integrado Central (SIC) ya estén interconectados, lo que ocurrirá el próximo año, puede haber congestión en la transmisión de energía solar y eólica, que se genera intensivamente en la zona norte del país.
Según cálculos de las compañías que quedaron fuera del proceso, un tercio del día va a estar congestionado, y el 50% de las llamadas "horas-sol" -lapso en que se genera energía solar- van a tener este problema.
La CNE explica que la construcción de la línea Cardones-Polpaico por Interchile -que reforzará la red de transmisión troncal y facilita el transporte de energía del norte a Santiago-estará operativa en 2018 y resolverá esta dificultad.
Castigo al gas
Para el mismo Gobierno fue un tema de preocupación el que, pese a una política expresa de apostar por el gas natural, ninguna eléctrica que usa este combustible haya ganado algún bloque.
Ello se debió a que la autoridad exigió que los precios del gas estuvieran indexados a las proyecciones internacionales, las que apuntan a alzas en el largo plazo. Sin embargo, ejecutivos del sector señalan que la autoridad eligió pronósticos por encima de las estimaciones del mercado, lo que perjudicó al gas.
En el caso de GPG Chile, brazo eléctrico de CGE (Gas Natural Fenosa) y un activo actor en el negocio gasífero, explican que hicieron "una propuesta muy competitiva, que quedó fuera del proceso licitatorio más competitivo de la historia del país por escaso margen". Aún así, estiman que su proyecto de ciclo combinado (de gas natural y vapor) Tierra Noble "por tecnología, ventajas ambientales y competitividad de precios, será un aporte a la matriz".
La compañía espera seguir creciendo en Chile y respecto a cambios en los procesos regulatorios, cree que hay varios modelos a considerar, pero que lo relevante es que el país defina cómo espera que crezca la matriz energética. En ese sentido, hace ver que Chile ha apostado por las ERNC y por aumentar la presencia del gas natural.
AL PROCESO DE LICITACIÓN se presentaron 84 ofertas, con el menor precio ofertado hasta ahora en Chile. Los precios al consumidor bajarán 20% a partir de 2021.
Endesa Chile fue la principal ganadora de las licitaciones eléctricas, luego que el miércoles se adjudicara el 50% de los contratos a un precio promedio de US$ 50 por MWh.
La cifra generó sorpresa, por ser considerablemente inferior a las históricas ofertas de la eléctrica. Pero sobre todo dejó en evidencia la poca conveniencia del polémico contrato que firmó a fines de 2014 la empresa con Enel Green Power (EGP), hoy absorbida por Enel (controladora de Endesa), y que involucró unos US$ 3.500 millones por 25 años a un precio que superaría los US$ 100 por MWh. Esto es el doble de lo ofertado por Endesa Chile en las últimas licitaciones para clientes regulados.
Valter Moro, gerente general de Endesa Chile, señaló que "ese contrato se realizó considerando el contexto de mercado del momento", y agregó que no tiene ninguna relación y vinculación con las últimas licitaciones. "La energía de ese contrato equivale a menos del 5% de nuestra cartera de contratos y está incluida dentro de nuestra capacidad disponible para la venta. Esta capacidad de venta al día de hoy está 100% utilizada", dijo.
Sin embargo, conocedores señalan que el acuerdo no tiene cláusulas de salida para Endesa Chile, y que de utilizarse para servir parte de los contratos recién adjudicados, podría causar perjuicios que estiman en US$ 1.500 millones para los accionistas minoritarios. Esto, por vender hoy, a un menor precio, una energía comprada a un valor muy alto en el pasado.
Juan Benavides, presidente de AFP Habitat, ha criticado en varias ocasiones este contrato entre partes relacionadas, cuestionando la conveniencia del acuerdo para la generadora local. Consultado ayer al respecto, dijo que la licitación sinceró la falta de conveniencia del acuerdo.
Ramón Galaz, experto y socio de Valgesta, comentó que en 2014 las condiciones de mercado eran distintas, y ese precio no estaba tan fuera de mercado. No obstante, afirmó que se preveía una baja de precios por lo que la empresa podría haber negociado el contrato, mirando más hacia el futuro que al pasado.
Fuentes conocedoras del tema manifestaron que esto podría ser indicativo de un subsidio cruzado -por el volumen de ese contrato-, en donde el principal ganador sería Enel Green Power, o más bien Enel, dado que hoy están fusionadas.
Valter Moro afirmó que Endesa Chile participó en la subasta, considerando un mix eficiente de producción, además de una nueva opción de compra de energía renovable con Enel Green Power, lo que "ha permitido hacer una oferta muy competitiva, que les genera valor a nuestra compañía y a nuestros accionistas". Expertos explicaron que Endesa pudo ofertar a bajos precios porque su costo promedio es el más bajo del mercado. Agregaron que el precio promedio de los contratos que se le vencen en los próximos años es de US$ 51 por MWh.
US$ 3.500 mills. involucra el contrato donde Endesa le compra energía a Enel Green Power.
US$ 50 por MWh fue el precio promedio ofertado por Endesa Chile en la subasta.
