Revista Electricidad
"Estamos en un nuevo escenario de energía en Chile', señaló el ministro de Energía, Máximo Pacheco, al detallar los pormenores de la licitación de suministro eléctrico por un total de 12.430 GWh en el SIC y SING, repartidos en cinco bloques, donde se alcanzó el menor precio promedio desde que existe el sistema licitatorio para ofertas de energía a clientes regulados: US$47,6 por MWh, lo que representó una baja de 40% respecto a la licitación de octubre de 2015 (US$79,3 MWh) y de 63% en comparación a la de diciembre de 2013 (US$130 MWh).
Fueron 84 compañías las que ofertaron un total de 85.000 GWh, lo que corresponde a siete veces el total de la energía licitada, 'lo que convierte a este proceso en el más competitivo de la historia de las licitaciones de distribución', destacó Pacheco.
Los principales ganadores fueron Endesa Chile, que se adjudicó 5.950 GWh anuales para entregar a las distribuidoras a partir de 2021, lo que representó el 48% del total ofertado, además de otros desarrolladores como Mainstream Renewable Power (3.366 GWh); WPD Chile (942 GWh); Global Power Generation Chile (850 GWh); Acciona Chile (506 GWh); y Aela Energía 88 GWh, entre otras empresas (ver recuadro Ganadores de la licitación).
En la otra vereda se ubicaron Atacama Solar, Qanquña y SPV P4, cuyas ofertas no fueron consideradas pues sus propuestas no se ajustaron a los requerimientos técnicos del proceso.
De acuerdo a lo señalado a Revista ELECTRICIDAD por los actores de la industria, esta licitación marcó varios hitos, con más de un desafío para el sector eléctrico en cuanto a competitividad, el futuro de los grandes actores convencionales, el impacto en el mercado de clientes libres y la materialización de proyectos adjudicados.
Competencia
El ministro Máximo Pacheco señaló que los precios obtenidos en este proceso implicarán una rebaja de 20% en las cuentas de la luz para el sector regulado desde 2021, 'lo que se suma a la disminución de 14% que ya se consiguió con la promulgación de la ley de equidad tarifaria y que beneficiará a 2,7 millones de hogares'.
'Estos mejores precios significarán menores márgenes de utilidad para las empresas y eso le hace bien a la economía chilena porque cuando hay competencia se produce este impacto, porque es un beneficio para los consumidores y para el negocio en el largo plazo. La combinación de tecnologías nuevas con un costo de capital menor marca un nuevo escenario de precios. Creo que la primera lección de este proceso es que el mercado verá la profundidad de las transformaciones que han ocurrido en el sector energético', indicó el ministro de Energía.
Andrés Romero, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), afirmó que continuarán buscando menores precios promedio en las tres próximas licitaciones que se avecinan, la primera de las cuales comenzará a fines de este año, por un total de 3.800 GWh, para inicio de suministro en 2023, seguida de otra subasta en 2017 por 7.200 GWh, para suministrar desde 2024 y otra en 2018 por 8.900 GWh, para empezar a suministrar en 2025.
'No nos vamos a quedar tranquilos con estos precios. Ya tenemos programadas visitas a China, Australia y Canadá a seguir contactando inversionistas. Hay que seguir buscando los precios más eficientes que podamos transferirles a nuestros consumidores, así que los procesos siguientes son tan importantes como este que ha culminado', indicó Romero.
Por su parte Nicolás Atkinsons, abogado socio de Aninat Schwencke & Cia., destacó que los menores precios registrados en el proceso licitatorio se de bieron a las modificaciones hechas a la ley de bases de licitación, como el establecimiento del plazo de cinco años para poder empezar el suministro.
Situación de grandes actores
Uno de los puntos que llamó la atención del mercado es la no adjudicación de ofertas para generadores como Colbún, AES Gener y Engie Energía Chile (ex E-CL). Sin embargo las autoridades y especialistas no piensan que esto sea preocupante.
El ministro Pacheco aclaró a Revista ELECTRICIDAD que 'aquí no hay perdedores porque hubo siete veces más energía de la que se estaba licitando y vienen otras licitaciones, por lo que las empresas seguirán desarrollando su capacidad competitiva para adjudicarse energía en los próximos procesos'.
Esto es compartido por Rodrigo Castillo, director ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G., quien precisó que 'tenemos mucha gente que está interesada en vender energía al sistema regulado que no pudo adjudicarse las licitaciones en esta oportunidad y estamos seguros de que serán más agresivos y competitivos en las próximas licitaciones, por lo que la idea es seguir haciendo licitaciones cada uno o dos años de forma tal de generar mejores precios y para que las empresas que no lograron adjudicarse energía tengan la oportunidad de hacerlo prontamente'.
Hugh Rudnick, director de Systep y académico de la Universidad Católica sostuvo que las generadoras más grandes 'hicieron una lectura no adecuada del mercado y de los precios que se venían y tendrán que participar en futuras licitaciones', mientras que María Isabel González, gerente general de Energética, aseguró que 'no hay un riesgo con que actores como Colbún, Engie Energía Chile y AES Gener no hayan tenido adjudicaciones porque esta licitación es una de muchas y estas empresas tienen contratos de suministro con clientes libres que les duran hasta 2021, por lo que no es un tema dramático ni para asustarse'.
Respecto a la situación de estas generadoras, el reporte de agosto de Systep comparó los últimos tres procesos licitatorios, versus los contratos regulados que vencen a diciembre de 2021, señalando que 'Engie (ex E-CL) logró nuevos contratos de suministro gracias a la licitación 2015-03 en el segundo llamado, y solo Endesa logró renovar parcialmente su energía contratada a un precio menor. Por su parte Colbún y Gener quedarán más expuestos al mercado spot, al menos hasta 2023, dependiendo de si logran adjudicarse nuevos contratos de suministro en las próximas licitaciones o contratos con clientes libres'.
Alejandro Vergara, director del Programa de Derecho Económico y Administrativo de la Universidad Católica, señaló que las empresas generadoras tradicionales 'deberán poner énfasis en los futuros procesos licitatorios, ampliando sus respectivos parques generadores y abriéndolos a alternativas más baratas de energía, aprovechando las características del territorio nacional. En términos simples, el mercado ha hablado, y ha escogido la energía barata'.
La generación con GNL tampoco se adjudicó bloques, aunque el ministro Pacheco afirmó que sus ofertas fueron competitivas, quedando afuera por 'fallo fotográfico'. A juicio de la autoridad, 'vendrá una próxima licitación en diciembre, donde esa oferta que hoy no se adjudicó la licitación volverá a competir de muy buena forma, por lo que el compromiso que tenemos de traer más gas a nuestra matriz energética es totalmente válido y renovado, porque el gas también lo necesitamos para calefacción y cocina, además de la generación eléctrica'.
Clientes libres
Otra implicancia es el impacto que tendrá en el mercado de clientes libres, pues los actores de la industria señalan que los US$47,6 por MWh también producirán un efecto en este sector. 'Hay un gran número de centrales que están disponibles para contratarse con clientes libres, por lo que habrá una presión muy grande en este sector cuando terminen sus contratos', aseveró Sebastián Bernstein, director de Synex.
En esta línea Pacheco indicó que 'cuando las empresas que compran electricidad vean los precios de US$47 MWh usarán esto como un valor de referencia para las negociaciones que tienen en el mercado libre', lo que fue respaldado por Andrés Romero: 'El precio promedio de mercado de los clientes libres está en US$90 MWh, por lo que se puede esperar que en las próximas negociaciones habrán precios inferiores'.
Para Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera) 'no debiera haber duda alguna de que en su próxima licitación los clientes libres tienen que invitar a las ERNC. Cuando las empresas mineras, de celulosa u otros tengan que renovar sus contratos tienen que seguir el ejemplo que hizo el Metro que adjudicó 30% de su demanda a energía renovable no convencionales. Hay una oportunidad enorme de ajustar los costos de la energía y de respaldar desde esta industria la competitividad del país'.
De acuerdo a Alejandro Vergara, 'es esperable que los clientes libres, al ver la fuerte baja en los precios de los contratos de suministro que fueron adjudicados, propongan a las generadoras que los suministran, una renegociación de los precios de sus contratos respectivos puesto que se encuentran en conocimiento respecto de los potenciales precios que podrían llegar a contratar'.
'Lo anterior, sin embargo, se entendería solo respecto a aquellos clientes libres suministrados por generadoras ERNC, debido a que la generación tradicional no pudo ofrecer precios realmente competitivos en la licitación, lo que no podría mover a los clientes libres a pedir renegociación alguna de sus contratos', agregó la autoridad académica.
Construcción de proyectos
Pacheco indicó que la adjudicación de la energía implicará la construcción de nuevos proyectos por más de US$3.000 millones, los que deberían estar en operaciones para 2021, cuando entren en vigencia los contratos de energía. 'Quienes se adjudicaron bloques tienen un mix equilibrado entre centrales que están construidas y otras por construir: Un 50% corresponde a proyectos nuevos, cuya tecnología será 83% eólica; 16% solar, y 1% será tecnología hidro', complementó la autoridad.
Andrés Romero agregó que el proceso licitatorio cuenta con las garantías para evitar que no se entregue la energía comprometida. 'Por cada 1.000 GWh se presentaron boletas de garantía por aproximadamente US$12 millones, lo que da absoluta seriedad al proceso', aseguró el personero.
Carlos Finat, por su parte, sostuvo que también 'hay un plazo relativamente largo para concretar los proyectos, pues 'si uno mira lo que ha pasado en la industria, los costos de la inversión han bajado por lo que son más atractivos y los precios adjudicados promedio son comparables con lo que se ha visto en otras licitaciones en el mundo, por lo que son sustentables'.
Lo mismo planteó Sebastián Bernstein: 'En 2010 los costos solares eran de US$180 por MWh y los eólicos eran de US$120 -140 MWh, pero ahora estamos viendo ofertas solares de US$30 MWh. Ha habido un cambio tecnológico, superpuesto a un ambiente de mayor competencia que está manifestándose en estos resultados exitosos'.
La visión de algunos ganadores
-Endesa Chile, Mainstream Renewable Power Chile, WPD Chile, Acciona Chile, Cox Energy y Besalco Energía fueron algunos de los desarrolladores que se adjudicaron ofertas en este proceso, por lo que sus principales ejecutivos señalaron que cuentan con las condiciones para enfrentar el suministro eléctrico desde 2021.
-Valter Moro, gerente general de Endesa Chile: 'Estos precios han sido bajos debido a las características de esta licitación como el volumen demandado, sus extensos plazos de suministro e importante flexibilidad en opciones para los oferentes, no existente en otros mercados. 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'.
-Daniel Canales, gerente comercial de Mainstream Renewable Power Chile: 'Son alrededor de 3.400 GWh los que nos adjudicamos, los cuales pensamos generar con siete proyectos eólicos desde la Región de Antofagasta hasta la Región de Los Lagos. En 2017 se detallará el cierre del desarrollo de los proyectos y se iniciará la construcción en 2019. Los proyectos estarán levantados en 18 meses para iniciar el suministro en 2021'.
-José Ignacio Escobar, gerente general de Acciona Chile: 'Nos adjudicamos 506 GWh, lo que significa la construcción de unos 500 MW adicionales, lo cual implica el desarrollo de unos 200 MW adicionales en proyectos renovables. Esto significará la construcción del parque eólico San Gabriel (que se construirá en el sur de Chile) y eso será complementado con la planta fotovoltaica El Romero Solar que tenemos en Vallenar'.
-Lutz Kindermann, presidente de WPD Chile: 'Con lo que nos adjudicaciones pensamos tener una capacidad instalada de 350 MW en proyectos eólicos que ya tienen RCA aprobada, más otras dos iniciativas en etapa de aprobación. Calculamos tener todos los proyectos con RCA a fines de este año para poder construirlos a partir de 2017 y 2018 en etapas'.
-Rafael Loyola, director ejecutivo de Apemec: 'Es muy destacable el nivel de competencia obtenido en la pasada licitación. Respecto a las hidroeléctricas de pasada, pudimos ver un notable esfuerzo competitivo que se tradujo en buenas ofertas del sector, muy por debajo de lo tradicionalmente visto. Para que este importante sector pueda seguir ganando competitividad, se requiere seguir perfeccionando las bases de licitación, incluyendo un control más estricto en las bases respecto de la posibilidad de especulación por parte de tecnologías intermitentes, y en lo que a regulación se refiere, seguir avanzando en terminar con la asfixia regulatoria en que permanentemente vive el sector hidroeléctrico. La matriz energética necesita de la energía renovable continua para funcionar, como son las centrales hidroeléctricas de pasada'. mercado libre', lo que fue respaldado por Andrés Romero: 'El precio promedio de mercado de los clientes libres está en US$90 MWh, por lo que se puede esperar que en las próximas negociaciones habrán precios inferiores'. Para Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera) 'no debiera haber duda alguna de que en su próxima licitación los clientes libres tienen que invitar a las El ministro Pacheco saluda al presidente de Enersis Chile, Herman Chadwick. Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.
