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Las dudas que dejó el proceso de licitación eléctrica

Batió el récord de precio, incorporó nuevos actores e introdujo energía renovable a la matriz, es sin duda un éxito. Sin embargo, en el mercado quedaron dando vueltas varias interrogantes y que ayer golpearon a las empresas que transan en bolsa.

Las dudas que dejó el proceso de licitación eléctrica

Por Cristián Rivas N.

La Estación Mapocho fue testigo ayer del optimismo con que el gobierno hizo pública la adjudicación de los 12.430 GWh/año de energía que comprendía el proceso de licitación eléctrica en marcha. Esa capacidad abastecerá las necesidades de electricidad de los clientes regulados del país –hogares y pymes- a partir de 2021 y por 20 años.

Por donde se mire se batieron récords. Participaron 84 empresas y se adjudicaron los contratos a un precio medio de US$ 47,6 MWh, incorporándose nuevos actores al mercado eléctrico, principalmente del mundo de las ERNC.

El Ministro de Energía, Máximo Pacheco, afirmó que este resultado “es un triunfo para Chile”. El precio obtenido es 63% inferior respecto a los US$ 129 MWh que se registraron en el último proceso del gobierno anterior. “El objetivo principal de este proceso siempre fue bajar el precio”, recalcó. De hecho, con estos niveles, la industria llega a precios alcanzados previos a la crisis del gas de Argentina.

Sin embargo, la sensación ambiente de algunos participantes también dio espacio a las dudas, las cuales se vieron fuertemente reflejadas en la bolsa, donde las eléctricas tradicionales cayeron. La más golpeada AES Gener, que sufrió su mayor caída en 11 años, producto de su escaso protagonismo en la licitación y por los anuncios de alza en los costos de Alto Maipo.

Tras un día agitado, estas son las 8 interrogantes que dejó el proceso:

1) ¿Cómo responderán las generadoras tradicionales ante la mayor presión por la derrota en esta licitación? Al margen de la participación de Endesa, el resto de las generadoras tradicionales no tuvo éxito en esta pasada. Aes Gener, Colbún y Engie (ex E-CL) se enfrentan entonces a un escenario con mayor presión desde el mercado, principalmente porque comienzan a incorporar incertidumbre en el consumo futuro de su generación.

El análisis que hacen los expertos es que estas empresas podrían perder posición en el mercado regulado, con lo que una parte de su oferta de energía quedaría supeditada al mercado spot, donde la competencia en precios todavía es mayor, lo que podría generar un efecto en sus resultados futuros. Por eso es que la acción de estas compañías cayó ayer en la bolsa. 

En la misma línea se menciona el nuevo impuesto a las emisiones de carbono, que comienza a regir a partir de 2017, que grava a un espectro importante de las generadoras, incluidas las de gas. Por lo tanto, el análisis que se hace es que las empresas que vayan perdiendo terreno en las licitaciones tienen menor posibilidad de ir traspasando ese impuesto a sus clientes, debiendo asumirlo como costo.

2) ¿Avanzará la matriz energética chilena hacia un cambio radical? “Esperaría que de una buena vez las empresas de energías convencionales entren al sector renovables. Están caminando hacia allá, pero no con fuerza”, anticipa un experto eléctrico en relación a los cambios que vendrán hacia el futuro en la composición de la matriz energética.

Las ERNC ganaron por lo menos el 45% de esta licitación y en la anterior se adjudicaron todos los bloques ofertados. En otras palabras, su incorporación a la matriz del país ha venido creciendo y la expectativa es que lo siga haciendo.

En esa línea, se destaca el trabajo de Enel (controladora de Enersis) a través de Endesa y Enel Green Power, y se está a la expectativa de lo que ocurrirá con otras compañías como Engie, cuyo parque es mayoritariamente térmico y que a nivel internacional está incorporando como política ir discontinuando este tipo de generación.

3) ¿Cuál será el mix de energía con que abastecerá Endesa? Ese parece ser uno de los secretos mejor guardados. Como las empresas que ya operan en el mercado no estaban obligadas a informar el proyecto puntual con el que se presentaban a competir en la licitación, hasta ayer —y tal vez por bastante tiempo más— todavía era un misterio el origen de la energía que proveerá. Por los montos ofrecidos, entre US$47,5 y US$ 55 por MWh el análisis de los expertos es que se trata de fuentes renovables a través de Enel Green Power, porque con gas no lograría precios como ese.

“Tenemos varias opciones. Vamos a ver cada una en su contexto cuando sea oportuno el momento”, comentó al término de la adjudicación el gerente general de Endesa Chile, Valter Moro. Más tarde, por medio de un comunicado, el ejecutivo profundizó: “Esta oferta la hemos podido construir con nuestro mix de plantas existentes y un contrato de opción de compra de energía renovable con Enel Green Power”, sostuvo.

Claro que si de optimismo por los resultados alcanzados se trata, el que más la manifestó fue Francesco Starace, CEO de Enel, desde Italia.  “Enel  es un claro ganador en esta subasta hito, con 5,95 TWh sobre un total de 12,43 TWh”, comentó el ejecutivo, también a través de un comunicado de prensa. “Hemos sido capaces de lograr este resultado extraordinario gracias a una cuidadosamente planeada y bien ejecutada estrategia de rentabilidad y programas de eficiencia de plantas implementado por Endesa Chile junto con los proyectos de energía renovable de alta calidad y la probada competitividad de Enel Green Power”, agregó, al tiempo de sostener que “Enel está ahora bien posicionada para ampliar su liderazgo en la generación de energía eficiente y sostenible en Chile".

4) ¿Se mantendrá el entusiasmo de la debutante Gas Natural Fenosa? Si bien la española Gas Natural Fenosa —dueña de CGE— no tuvo éxito con su central Tierra Noble (ciclo combinado a gas natural), la firma dijo que seguirá trabajando en su desarrollo y que buscará ampliar su portafolio multi tecnología.

Lo que sí logró fue adjudicarse un bloque a través del proyecto Cabo Leones II, que desarrolla en conjunto con otra firma española, Ibereólica. “Estamos felices con el resultado de esta licitación e ilusionados ante el reto de cumplir con los compromisos de inversión y plazos que hemos asumido en esta licitación y seguiremos buscando oportunidades para profundizar nuestro aporte al país”, dijo el gerente general de Global Power Generation (filial de Fenosa), José Enrique Auffray.

5) ¿Las ERNC pueden mantener el triunfo? La energía eólica y solar se tomaron el protagonismo de las últimas licitaciones. En octubre del año pasado se adjudicaron el 100% de los 1.200 GWh-año que se licitaron en esa oportunidad y ahora por lo menos implican el 45% de los 12.430 GWh/año, eso, sin conocerse aún cómo será la composición en el tipo de energía que entregará Endesa.

La irlandesa Mainstream es una de las grandes vencedoras de este proceso, pues se adjudicó casi por completo uno de los bloques por medio de distintos proyectos eólicos que controla directamente o a través de su participación en Aela, firma que controla junto al fondo de inversión inglés Actis, y que se adjudicó el 60% del suministro en juego la vez pasada. Otra que sobresale en la lista de empresas vencedoras es la alemana WPD, con sus proyectos Malleco, Negrete y Duqueco.

Pero ¿Seguirán liderando las firmas de ERNC en las próximas licitaciones? Los expertos dicen que no tienen mucho margen para ofertar con precios menores a los vistos en esta oportunidad, pues ya se encuentran en el límite respecto a otras operaciones similares en el mundo. El gerente comercial de Mainstream, Daniel Canales, en todo caso, dice que en el caso de esta compañía es posible lograr bajas en sus costos porque tienen operaciones en distintos lugares del mundo y, por lo tanto, se benefician de los menores costos por escala.

6) ¿Qué pasará con el gas? Ninguno de los proyectos de generación térmica en base a gas tuvo éxito en esta oportunidad. El actual precio, en torno a US$ 8 el millón de BTU no resulta competitivo con las fuentes renovables en el mediano y largo plazo, sobre todo porque hay expectativas de que este precio vaya subiendo. La duda que se plantean en el mercado es qué sucederá con el incentivo que estas inversiones estaban teniendo desde el gobierno, que también ha respaldado el desarrollo del GNL. La respuesta es que probablemente tendrán su oportunidad en otras licitaciones futuras, cuando el objetivo no sea exclusivamente lograr menos precios, como lo explicitó en varias oportunidades el ministro de Energía, Máximo Pacheco.

7) ¿Enap seguirá intentando producir energía? Al parecer sí. La firma se presentaba con un remanente de su cogeneradora Aconcagua, a un precio de US$ 60 por MWh, y con el proyecto Nueva Era en alianza con Mitsui, con la que ofertó US$ 72 MWh, por lo que no tuvo éxito. “Seguiremos trabajando para participar en las próximas licitaciones, a las que esperamos también  llegar con ofertas robustas y competitivas para aportar con nuevos proyectos de generación en base”, describe Marco Arróspide, gerente de gas y energía de Enap.

En esa línea, asegura que el proyecto Nueva ERA continúa adelante “y se está desarrollando dentro de los plazos que nos hemos fijado según las exigencias legales vigentes y de acuerdo a los procesos establecidos por el Sistema de Evaluación Ambiental. Esperamos concretarlo y participar con él en las próximas licitaciones”. Con la Cogeneradora Aconcagua, en tanto, dice que evaluarán las  alternativas para colocar sus excedentes en el mercado spot o a través de un contrato de suministro eléctrico.

“Como empresa del Estado estamos satisfechos porque cumplimos lo que se nos encomendó en la Agenda de Energía, esto es, contribuir a que esta licitación fuera más competitiva, con nuevos proyectos y nuevos actores para bajar los precios de la electricidad en nuestro país”, destacó el ejecutivo.

8) ¿Qué pasará en las próximas licitaciones? Todavía está todo por pasar. La actual licitación correspondía aproximadamente a un tercio de la energía que demandará el sistema unificado entre Arica y Puerto Montt a partir de 2021. ¿Qué sucederá con el resto? Eso se comenzará a despejar a fines de año, cuando la Comisión Nacional de Energía llame a otra licitación por 3.800 GWh, para inicio de suministro en 2023.

Después de esa viene otra tanda en 2017, cuando se licitarán 7.200 GWh para suministrar desde el año 2024 y en 2018 se llamará a una nueva subasta por 8.900GWh, para empezar a suministrar en 2025.

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