Los cambios que incorporaría la nueva licitación de bloques eléctricos

Chile

Entre este año y comienzos del próximo, serán licitados tres bloques de energía que corresponden a cerca de la mitad del consumo eléctrico que se proyecta para el SIC.

Viernes 02 de Agosto de 2013.- Desde que comenzaron los problemas para desarrollar nuevas centrales eléctricas en Chile, principalmente debido a la judicialización y, en algunos casos, a mala planificación, se planteó que la falta de inversión se iba a convertir en un gran escollo en el futuro.

El problema es que ese futuro ya se está acercando, y los efectos de la sequía de nuevas centrales están comenzando a sentirse.

Durante este año y el comienzo del próximo, serán licitados tres bloques de energía, dos de ellos de largo plazo y uno por sólo dos años. Dado el tamaño de estos bloques, el gobierno ha dicho que cerca de la mitad del abastecimiento del Sistema Interconectado Central (SIC) quedará asegurado en este proceso, lo que implica que todo lo que se haga ahora tendrá efectos durante todo el período de vigencia de los contratos. Es decir, incluso hasta 2032, fecha en la que se cierra el tercero de estos contratos, que se licitará a comienzos de 2014.

Pero el problema es que se tratará de una licitación a ciegas. Sin centrales. Esto, porque las generadoras más competitivas y eficientes ya están todas contratadas, incluso aquellas que ni siquiera están terminadas.

A modo de ejemplo, comenzó a regir un contrato de abastecimiento entre Colbún y Codelco, el que considera una demanda máxima de 4.000 GWh al año, el que la generadora pretendía cumplir con tres de sus centrales en ese minuto en construcción: Santa María (a carbón), Angostura y San Pedro, estas dos últimas hidroeléctricas.

El problema es que sólo la primera entro en operaciones, y las otras dos todavía no entran. Más aún, Angostura recién entrará este año, mientras que de San Pedro no hay fecha a firme ni la certeza de que este proyecto finalmente se completará.

Se trata, por así decirlo, de una especie de venta en verde.

Por lo mismo, el gobierno decidió que estas licitaciones se harán con anticipación, para que las empresas adjudicatarias tengan tiempo de completar la construcción de estas unidades. Por ello, el contrato que se lanzará a comienzos de 2014, el más grande de todos, comenzará a regir recién en 2019, por lo que hay cinco años para que la generadora que se lo adjudique construya una unidad.

“La propuesta inicial del gobierno consistió en modificar los procesos licitatorios, para lo cual se agregaría la demanda de todas las distribuidoras y se dividiría el suministro a licitar en dos bloques: el primero, para el período 2015-2019, y el segundo para 2019-2032 . Este mecanismo busca revertir la no disposición por parte de los desarrolladores de proyectos de comprometer suministros de energía en plazos acotados”, explica la investigadora de LyD, Susana Jiménez.

¿A qué se está apostando? Entre las autoridades eléctricas piensan que la ley de Concesiones, las reformas a la institucionalidad ambiental (como la entrada en vigencia de los tribunales ambientales) y la certeza de que está cerca de zanjarse la discusión sobre el reglamento del Convenio 169 de la OIT (que obliga a la consulta a las comunidades indígenas aledañas a un proyecto) mejoren el panorama para la inversión y reactiven la construcción de proyectos eléctricos.

Pero en la industria son más cautos. Tanto, que han pedido abiertamente que se incorporen elementos de flexibilidad como, por ejemplo, la incorporación del costo marginal durante los primeros años de vigencia de los contratos, de manera de poder mitigar el riesgo comercial al tener que recurrir al mercado spot.

“En general, hay un desafío de activar proyectos de generación y de transmisión para que estén operando los próximos tres a cuatro años y mientras tanto hay que incorporar flexibilidad a las bases de la licitación. Cada potencial oferente pueda entregar una oferta en base a su estructura de costos, que es diversa para cada generador, y algunos tendrán que comprar en el mercado spot. Por lo tanto, eso requiere una indexación al costo marginal. Otros generadores tendrán una base de generación en centrales operando a diferentes combustibles, y por lo tanto el precio deberá estar asociado a ese combustibles. La idea es incorporar esa flexibilidad para que puedan haber oferentes interesados en cubrir la demanda”, planteó el presidente de Colbún, Bernardo Larraín.

LOS CAMBIOS

Algo más o menos así viene ocurriendo en los últimos contratos, sobre todo en aquellos en los que el consumidor es un gran cliente minero. De hecho, dos de los dos principales operadores mineros que se abastecen en el SIC, Codelco Chile (para sus divisiones El Teniente, Andina y Ventanas) y Los Pelambres (del grupo Luksic, a través de Antofagasta Minerals), compran actualmente energía a costo marginal, el que además se ha disparado a niveles por sobre los US$200 por MWh.

El hecho de que paguen costo marginal tiene una explicación distinta para cada caso, pero que apunta al mismo tema: la política comercial de los generadores hoy es blindarse y no arriesgar. Codelco paga marginal porque el contrato que firmó con Colbún así lo establece para los primeros años. Los Pelambres, en cambio, al terminarse la vigencia del contrato que mantenía con su generador, no pudieron conseguir un nuevo abastecedor y debe comprar en el mercado spot.

En este último caso, la solución fue práctica, aunque sumamente costosa: se compró una generadora y aseguró así abastecimiento a un precio competitivo para el mediano y largo plazo. Pero no todas las mineras pueden comprarse una generadora.

Ante este escenario, el gobierno entendió que había un riesgo de que las generadoras no estuvieran interesadas en participar. Por ello, planteó que se podía introducir el costo marginal en las licitaciones, algo que no se había hecho, al menos en los procesos organizados por la CNE. No obstante, el ministro de Energía, Jorge Bunster, aclaró que esto sólo aplicaría para la licitación de corto plazo (ver entrevista en página siguiente.

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