2014 ¿El año en que se sincerarán los precios de la energía?

Chile

El año que viene se cerrarán las licitaciones de la CNE y la demanda de clientes libres seguirá creciendo y ya sin proyectos que satisfagan la nueva demanda. Pero hay una esperanza de que los precios no se disparen: que llueva.

Jueves 28 de Noviembre de 2013.- A pesar de que los costos de la energía en el mercado spot se ubican actualmente en los niveles más bajos de los últimos cuatro años, las perspectivas para el corto y mediano plazo no son tan alentadoras.

¿Hasta qué nivel afectará al país la estrechez energética? Desde el sector privado se descarta que vaya a haber nuevos cortes de suministro, como sí ocurrió en la anterior sequía prolongada en el período 1998-1999. Esta vez, plantean, existe una mayor capacidad instalada, principalmente gracias a nuevas centrales a carbón, pero también por la construcción de un parque diésel que se instaló después de la crisis del gas, a mediados de la década pasada, precisamente para espantar cualquier atisbo de corte de energía a causa del déficit de producción de energía.

Es decir, luz no debería faltar. Pero la duda es a qué precio.

El sistema económico de despacho de las generadoras de energía en Chile permite que las primeras unidades en encenderse sean las más baratas, hasta que se cubra la demanda. Una vez que la generación eficiente se utilice por completo, entran a operar unidades a diésel, las más caras del sistema.

El sólo hecho de encender estas centrales que operan con diésel dispara los costos a niveles superiores a US$200 por MWh, cifra que es más de tres veces el valor que cuesta generar con hidroelectricidad y  carbón, las dos fuentes predominantes en los últimos tres meses en el país.

¿Qué debiera ocurrir en 2014? “Si la hidrología sigue seca y persisten las condiciones de los últimos años, deberíamos enfrentar en 2014 en el Sistema Interconectado Central un escenario de costos marginales similares a los registrado este año. Eso dependerá de la evolución en el precio de los combustibles -que en condiciones de hidrología seca tiene una fuerte incidencia en la determinación del nivel de costo marginal del sistema- y en la disponibilidad de GNL”, explica el gerente general de la Asociación de Generadoras de Chile, René Muga.

Añade que la estrechez no será sólo de generación, sino que también de transmisión. “Dada la congestión que se observa en este segmento, es posible prever también niveles distintos de costo marginal en diferentes puntos del SIC”, afirma.

Susana Jiménez, investigadora de Libertad y Desarrollo, plantea que para el período 2014-2015 debiera haber tranquilidad, aunque la variación de los precios dependerá de los niveles de lluvia.

El problema, plantea, se dará desde ese año en adelante, pues será entonces cuando comenzará a sentirse la falta de proyectos: mientras la demanda seguirá creciendo, la capacidad será prácticamente la misma que existe hoy.Las primeras señales, a juicio de la investigadora, se darán en el proceso de licitación de suministro que lleva adelante la Comisión Nacional de Energía, y sobre el cual se anticipa una gran dificultad para conseguir oferentes.

“Es muy probable que se tenga que declarar desierta una parte de ese contrato y se deba relicitar, con el riesgo de que vuelva a quedar desierta”, plantea Jiménez, quien apunta a que esto ya se está observando hoy, con clientes con serios problemas para conseguir contratos de largo plazo.

Incluso la minería se ha visto afectada. Antofagasta Minerals, el brazo minero del grupo Luksic, ha dicho que la compra del 40%  del proyecto Alto Maipo, de AES Gener, no responde necesariamente a una visión estratégica ni a una política de ingresar al negocio de generación eléctrica, sino porque fue el único mecanismo mediante el cual pudieron obtener un contrato de largo plazo.

En otras palabras, lo que hizo fue comprar una generadora para asegurarse el abastecimiento de 160 MW de potencia por un plazo de 20 años. Por ello pagó US$50 millones, además de hacerse cargo del financiamiento del 40% de la operación (aún cuando AES Gener ha definido que Alto Maipo se financiará mediante un project finance).

Pero no todas las empresas pueden pagar una inversión de este tipo únicamente para asegurarse el suministro de energía. Hay otras que se han visto obligadas a paralizar sus faenas, como es el caso de la planta de papel periódico de CMPC y la unidad de aceros planos de CAP.

Y según anticipan en el sector privado, pueden ser muchas más.


LICITACIÓN DE SUMINISTRO DE DISTRIBUIDORAS

Entre fines de este año y comienzos del que viene, la Comisión Nacional de Energía (CNE) debería cerrar los procesos de licitación de suministro para las distribuidoras, con el que se busca cubrir gran parte de la demanda de los clientes residenciales y comerciales, en el marco de esquemas de contratos de largo plazo con los grandes generadores.

Se trata de los primeros contratos de largo plazo que incorporarán la nueva situación en el sector generación, con dificultades para desarrollar proyectos a causa de la judicialización, el rechazo de organizaciones ciudadanas y las trabas burocráticas.

Ello obligó a la autoridad a elevar los precios de referencia a niveles cercanos a los US$130 por MWh, en circunstancias de que los contratos hoy vigentes están en torno a los US$80 por MWh.

No obstante, no todas las distribuidoras eléctricas verán dispararse las tarifas, principalmente porque estos nuevos contratos cubrirán una parte más bien marginal de los requerimientos totales. En otras palabras, estos contratos más caros coexistirán con otros que tienen incorporados los valores anteriores, en torno a US$80.

Pero aún con esto, se proyecta que sea muy difícil adjudicar estos contratos a algún oferente. Desde los grandes generadores no hay mayor interés en participar de estas licitaciones, lo que ha obligado al Ejecutivo a ofrecer condiciones más atractivas, como por ejemplo la incorporación del costo marginal  en el cálculo del precio final. Existe el antecedente de las últimas licitaciones declaradas desiertas.


INVESTIGACIÓN DE LA FNE POR CONCENTRACIÓN

La Fiscalía Nacional Económica (FNE)  informó recientemente sobre los avances de su investigación acerca del mercado de generación eléctrica. Y si bien no determinó a priori que exista concentración en este segmento, sí decidió ampliar los estudios para mejorar el análisis.

Desde el sector generación se descarta que existan prácticas reñidas con la libre competencia, pero también hay voces disonantes.

El socio de Electroconsultores, Francisco Aguirre, plantea que no sólo existe gran concentración en el mercado eléctrico (el 80% del mercado SIC y el 99% del SING se concentra en tres grandes actores), sino que también existe una asimetría a la hora de definir los grandes contratos eléctricos.

¿La razón? En Chile los principales clientes son muy grandes, los que contratan bloques de energía que sólo pueden ser ofrecidos por los mayores generadores, lo que deja fuera a cualquier actor pequeño y lo obliga a participar del mercado spot, con los vaivenes que esto significa.

“El problema que tenemos en Chile es que, contrariamente a otros países, aquí tenemos muy grandes consumidores, los que no pueden ser atendidos por los productores chicos y, por tanto, enfrentan efectivamente un mercado muy concentrado. Como gran ejemplo se puede poner lo que ocurre en el SING, en que una sola empresa tiene casi 50% del mercado y deja casi sin opciones a los grandes demandante”, señala Aguirre.

Con todo, la discusión seguirá el próximo año y la FNE deberá decidir si levanta cargos o no.


PUESTA EN MARCHA DE LA LEY 20-25

En las campañas presidenciales la discusión sobre energía ha tenido como uno de sus ejes la participación de las ERNC en la matriz energética chilena. Hay quienes sostienen que se debe avanzar incluso hasta el 70% de participación de estas energías renovables no convencionales en el país.

Pero el desafío más inmediato en relación con la participación de las energías renovables no convencionales en la matriz chilena es la recientemente promulgada ley 20-25, que pone como meta que el 20% de la energía comercializada en el país hacia el año 2025 provenga de algún tipo de fuente limpia o verde.

Esto implicará necesariamente un resurgimiento de las inversiones en este sector, que de acuerdo con el último catastro elaborado por el Centro de Energías Renovables (CER) de Corfo, hoy existen en el país proyectos por 702 MW en construcción, “liderados por la tecnología eólica que acapara casi el 70% de los proyectos que están en etapa de levantamiento. Hay otros 126 MW solares que podrían entrar en operación en el mediano plazo”, señala el reporte mensual de esta entidad.

Además de este boom de inversiones que se pronostica, la discusión se centrará también en cuál será la tecnología más apropiada para respaldar a las centrales ERNC cuando éstas no puedan despachar dada su naturaleza intermitente. Ya hay quienes promueven al GNL, pues las centrales a gas pueden encenderse con facilidad. Pero también existen nuevas tecnologías a carbón que se ajustan a esta necesidad.


¿SE CAYÓ LA CARRETERA ELÉCTRICA?

El gobierno del presidente Sebastián Piñera planteó la necesidad de discutir -y aprobar- un paquete de medidas en el área energética, tendientes a agilizar y viabilizar la construcción de nuevos proyectos de generación.

La primera iniciativa en ser aprobada por el Congreso fue la ley de Concesiones Eléctricas, que vio la luz verde gracias al acuerdo entre el gobierno y el Parlamento que incluyó el apoyo del Ejecutivo a la ley 20-25.

Pero había otro proyecto viniendo de atrás, que aunque se discutió todavía no se aprueba, que es la Carretera Eléctrica. Y, al parecer, no alcanzará el tiempo para hacerlo.

La idea de esta iniciativa era definir franjas fiscales de interés público para permitir el paso de grandes líneas de transmisión, que permitan a su vez conectar los centros de consumo con las fuentes de energía. Ello permitiría además viabilizar las centrales de energías renovables no convencionales, pues por su tamaño no son atractivas para las grandes transmisoras eléctricas. Pero en la oposición existen varios reparos contra esta iniciativa, a pesar de que el ex presidente Frei planteó en su minuto que este es otro proyecto que se debía aprobar. Los críticos dicen que esta ley es para HidroAysén.


DECISIÓN POR LAS CENTRALES DE AYSÉN

El gobierno del presidente Piñera logró finalmente que el Consejo de Ministros viera el proyecto HidroAysén luego de las elecciones (al menos, de la primera vuelta). Nunca fue reconocido de manera tajante, pero es un secreto a voces que el Ejecutivo no quería pagar los costos políticos de aprobar -y por segunda vez- este complejo hidroeléctrico.

Pero ya no hay más tiempo. En los próximos meses será necesario decidir si HidroAysén va o no. Y alguien tendrá que pagar los costos de hacerlo.

Durante las campañas presidenciales, la mayoría de los candidatos se manifestó en contra de aprobar esta iniciativa, aduciendo un “daño irreparable” al medioambiente dado su enorme tamaño.

No obstante, la legislación chilena impide que sean decisiones políticas las que impongan el criterio a la hora de aprobar o rechazar un proyecto. Se espera -y así se prometió- que la nueva institucionalidad ambiental evalúe de manera técnica cada iniciativa presentada por los privados, y en ese caso HidroAysén ya fue aprobada por un organismo técnico, cual es el Servicio de Evaluación Ambiental de la Región de Aysén. También se deberá debatir sobre las alternativas de transmisión.


ACUERDO GLOBAL O LIDERAZGO POLÍTICO

Para el horizonte 2013-2014 se considera el ingreso de 960 MW de capacidad de generación, de los cuales 134 MW corresponden a proyectos solares conectados en la zona norte del SIC y otro tanto al proyecto hidroeléctrico Angostura, de Colbún.

Luego de eso no hay más proyectos en el Sistema Interconectado Central, al menos a firme y de gran capacidad.

Ello llevó a varios sectores a pedir que el sector político ejerza su liderazgo y defina de una vez cómo será la matriz energética de mediano y largo plazo.

Esto, a su vez, implica un par de definiciones clave: si será posible -y en caso afirmativo, dónde- construir nuevas centrales a carbón, qué pasará con el potencial hidroeléctrico de la zona austral del país y, acaso lo más polémico, si se desarrollará en Chile o no la energía nuclear.

¿Será vía liderazgo político o consenso que se tomará esta decisión? Opiniones hay diversas. “Yo no creo que la política energética deba definirse por consenso. Ningún país lo hace. Pero sí podemos aportar elementos para que el sector político dé un paso que pueda dar, que es el tema del liderazgo”, plantea, por ejemplo, el director ejecutivo de la Asociación de Energías Renovables (Acera), Carlos Finat.

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