Voces críticas a este concurso, que provienen de las empresas que quedaron fuera, señalan que el precio ofertado no es sostenible y que hay riesgo de especulación. Las compañías ganadoras y el Gobierno rechazan los cuestionamientos.

Licitación eléctrica activa competencia y abre debate sobre efectos de bajos precios

(El Mercurio) 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.

“Factor Campanario”: el riesgo de contratos a bajos precios

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.

Acciona: cuatro empresas tenían el 95% del mercado

Los nuevos entrantes sostienen que los precios bajaron porque hoy hay más competencia. “Durante décadas el sector eléctrico fue un mercado oligopólico, con cuatro grupos controlando más del 95% de la generación”, señala José Ignacio Escobar, de Acciona, quien se refiere a Endesa, AES Gener, Colbún y Suez. Y agrega: “Con las malas decisiones estratégicas del país en términos de aumentar dramáticamente nuestra dependencia de los combustibles fósiles, contaminantes e importados, tuvimos como resultado un incremento permanente -muy por encima de la media mundial- de nuestras tarifas eléctricas, llegando a valores sobre los US$ 120 el MW/h”.

Escobar señala que la dificultad de las grandes eléctricas para entrar en esta licitación se explica porque como tenían contratos a precios altísimos, era muy esperable que no estuvieran en condiciones de hacer ofertas a precios bajos, ya que significa reconocer una disminución de un 30 o 40% de sus ingresos para los siguientes 20 años.

En esa línea, Manuel Cruzat Valdés, economista y una de las primeras voces que alertaron de la concentración de mercado en el sector, sostiene que “lo que faltaba era que la mayor competencia promovida por el Ministerio de Energía y la jurisprudencia más activa que han ido sentando la FNE y el TDLC se reflejaran en los precios. Esta licitación vino a materializar ambos ajustes”.