Baja en el precio de la energía y una menor demanda hacen poco atractivos estos desarrollos.

Proyectos eléctricos suspendidos suman unos US$ 4.000 millones

De un inminente déficit energético a una situación de superávit, con varios proyectos en stand by a la espera de mejores precios. Esa es la descripción que hoy se puede hacer en el mercado eléctrico, que vive la otra cara de la moneda de lo observado tras la crisis del gas: proyectos más que suficientes para cubrir la demanda, un consumo a la baja y costos de capital cayendo.

Esto ha provocado que varios proyectos, que suman unos US$ 4.000 millones, estén postergados, paralizados o, definitivamente, enterrados. El último en caer en esta condición –al menos, de manera temporal- es la central hidroeléctrica Ñuble, ligada a Eléctrica Puntilla. Esta unidad, que costaría a lo menos US$ 400 millones, ha sufrido diversos retrasos relacionados con diferencias entre la empresa mandante y el contratista, que incluso derivaron en la cancelación de uno de los contratos.

Sin embargo, aunque esa situación se había resuelto, el problema central hoy es que los precios de largo plazo de la energía no se ven lo suficientemente atractivos como para justificar una inversión de esa magnitud. En la misma condición está la cartera de proyectos hidroeléctricos de EPA, firma controlada por Invercap -matriz del grupo CAP-, que maneja un portafolio de 12 iniciativas que suman 150 MW de potencia y que costarían unos US$ 600 millones. Según informó la empresa en su Memoria Anual, las menores lluvias han complicado el acceso a financiamiento para continuar invirtiendo.

El ex presidente de Invercap, Roberto de Andraca, comentó en la Memoria 2016 del grupo CAP que el año pasado la filial EPA “debió continuar ajustando sus gastos y revisando sus proyectos como consecuencia de la persistente baja en el precio de la energía eléctrica que se produce como resultado de los menores precios del carbón, gas y petróleo que se viene observando en el mercado internacional”.

A ello se suma la cartera de proyectos termoeléctricos asociados a la licitación de terrenos para centrales de energía impulsada por el Ministerio de Bienes Nacionales, ligados a empresas como Enel y Engie. Salvo Collahuasi, que sigue mirando alternativas, las otras empresas decidieron devolver los terrenos por cambios en el mercado, asociados a la pérdida de competitividad del carbón. Las iniciativas sumaban unos US$ 3.000 millones.

Si bien Enap no ha señalado si suspenderá o no su cartera de proyectos termoeléctricos en asociación con Mitsui, una señal importante fue la firma de un contrato de venta de gas con Colbún. El hidrocarburo que comercializó la estatal era el que tenía reservado para la operación de la central Nueva Era. Aun- que Enap puede recurrir a fuentes alternativas de gas, estas son mucho menos a firme que la que tenía por su calidad de accionista de la sociedad GNL Chile.

Las razones

Francisco Aguirre, socio de Electroconsultores, comenta que en lo principal el problema es que no hay demanda eléctrica sin crecimiento económico. “Por otro lado, ningún inversionista expondrá capitales en grandes proyectos con las inseguridades que se han evidenciado para los proyectos de tecnologías tradicionales. Y cuando la demanda se recupere los precios subirán, pues deben reflejar los costos de desarrollo de energías de base”, subraya.

El socio de la consultora Systep, Hugh Rudnick, añade que la decisión para invertir en un proyecto de generación se basa en las expectativas que tengan los inversionistas sobre el nivel de precios que existirán para toda la vida útil del proyecto, de manera que se obtengan los ingresos suficientes para cubrir todos los costos del proyecto, incluyendo los costos financieros y de capital.

“Muchos inversionistas llegaron a Chile interesados en los altos costos marginales que se proyectaban a futuro, pero en los últimos dos años ha habido una baja de los costos marginales, por los menores precios de los combustibles, cambios tecnológicos y una caída de la demanda”, indica.

A su juicio, dada la baja de crecimiento de la demanda, habría una sobrecapacidad instalada de generación, que además se refleja en la sobrecontratación, de aproximadamente un 10%, de la demanda regulada en las empresas distribuidoras.