Los expertos creen que las licitaciones serán declaradas desiertas y que los nuevos contratos a un mayor precio que los actuales tendrán efecto alcista en las boletas de la luz de los clientes regulados del Sistema Interconectado Central (SIC).
El próximo miércoles es el plazo fatal para que las distribuidoras eléctricas reciban ofertas de las compañías generadoras para el suministro de energía de los clientes regulados, es decir, hogares y pequeñas empresas… si es que alguien las presenta.
Que se declare desierto el primer proceso lanzado por el Ejecutivo es una apuesta generalizada entre los actores de la industria, sembrando la incertidumbre respecto de cómo los distribuidores podrán suplir la electricidad que va a los hogares.
El temor es justificado. Esta primera licitación comprende los consumos entre el período de 2013 y 2024 -cuando el primer año contempla una demanda adicional a cubrir de 362 GWh, que sube a 1.493 GWh en 2014, entre 2015 y el final del contrato tiene que cubrir consumos de 4.500 GWh anuales-, fijándose un techo de precio de US$129 Mwh. Por este mismo valor ninguna generadora participó de un proceso anterior lanzado por la Compañía General de Electricidad (CGE) .
Es más, las seis licitaciones realizadas entre mayo de 2012 y julio pasado por CGE no recibieron ofertas de parte de las empresas generadoras .
“Siempre hay que mantener cierta dosis de optimismo. Esperamos que el próximo 20 de noviembre nos encontremos con una sorpresa grata; sin embargo, al mismo tiempo hay que mantener la calma y considerar las condiciones competitivas del mercado, que no son las óptimas”, opina el director ejecutivo de Empresas Eléctricas, Rodrigo Castillo .
Los hechos demuestran que el sistema no vive un escenario favorable para la licitación. Y si bien el techo fijado por la autoridad es 60% por sobre los actuales contratos que deben ser reemplazados, en la industria lo califican como el “mal menor” , porque peor será que no se adjudiquen.
“Tenemos un déficit de inversión para resolver suministros de energía competitivos en el mediano plazo. Acá no hablamos de que existe un potencial riesgo de suministro, pero sí buscamos una fórmula que nos permita reducir los precios”, comenta el subsecretario de Energía, Sergio del Campo .
La apuesta que hace el Ejecutivo es clara: al no existir nueva generación que entregue precios competitivos, es decir, hidroelectricidad a gran escala y carboneras, se deberá echar mano al gas natural licuado (GNL). Si bien este combustible debe importarse, es más barato que el petróleo diésel que hoy usan algunas plantes en el país.
Según estimaciones del Ejecutivo, el país cuenta con una capacidad de 2.000 MW en centrales que hoy utilizan diésel, impactando en el precio spot de la energía. “La meta -ya que estos activos están, y no se requiere construir estos ciclos que ahora usan petróleo diésel- es realizar licitaciones que permitan a los generadores dueños de estos activos participar del proceso y adjudicárselas con un contrato de GNL a al menos 10 años”.
Esta jugada deja espacio para que sólo las tres empresas más grandes del sistema puedan participar: Endesa, Colbún y Aes Gener. Es más, el Gobierno retrasó en dos meses el proceso para darles espacio a las compañías que puedan negociar nuevos contratos de gas a una década .
Las centrales que usan diésel y que podrían utilizar gas son Nehuenco 1 y 2 y Candelaria (Colbún), Nueva Renca (Aes Gener) y Quintero y Taltal (Endesa) . Del Campo calcula que con el funcionamiento de dos de estas centrales a ciclo combinado se alcanza a abastecer la primera licitación.
“Estaríamos teniendo precios en el mercado spot, por el lado del GNL en ciclo abierto, 37% más barato que si fueran con petróleo diésel. Si ese gas se ocupara en ciclos combinados, rebajaría en más de 50% los precios en comparación con su uso con diésel” , comenta la autoridad.
Añade que estas modificaciones al proceso son suficientes y dan espacio de maniobra a las empresas, por lo que la autoridad rechazó la opción solicitada por las empresas de incluir el costo marginal en estas licitaciones y no un valor fijo. “No tiene mucho sentido la indexación hoy día a marginal, por lo que no está incorporado en la licitación”, dice Del Campo.
Las inevitables alzas en las cuentas de la luz
En la industria hay consenso en que este proceso impactará en la cuenta de la luz que pagan los hogares… la diferencia es en cuánto lo hará.
Analistas calculan que un escenario probable es que las cuentas suben entre 10% y 15% por efecto del reemplazo de los contratos actuales a un mayor valor.
“El precio de la energía refleja lo que el país está en condiciones de producir en función a las tecnologías existentes y a las que son aprobadas. Pero también refleja con una coyuntura bastante dura que son los cuatro años de sequía” , explica el subsecretario.
De todas formas, la autoridad apuesta porque cualquier alza en las cuentas de la electricidad será sentida de manera marginal por los clientes regulados del Sistema Interconectado Central (SIC).
“El desafío de nuestro país para respaldar el crecimiento de la economía parte con un problema estructural de falta de recursos convencionales para la generación de energía eléctrica de manera estable, lo que tiene un impacto en el precio”.
¿Cuánto subirá la cuenta? Del Campo dice que la energía licitada en este proceso ronda los 5.000 Gwh anuales y el consumo total de los clientes regulados en el SIC está en el orden de 30.000 Gwh a 35.000 Gwh; “por tanto, la proporción es poco más de 10% de participación relativa en el total”. “El impacto de ese precio en el total no es significativo. Igual será un incremento, pero no en las magnitudes que se habla” , detalla.
El llamado para la generación nueva
El segundo llamado de licitación -que irá a cubrir suministros entre 2016 y 2018- vivirá las mismas complicaciones que el proceso que terminará el 20 de noviembre. Sin embargo, el Ejecutivo prepara un tercer llamado (que podría ir a cubrir las bloques de energía entre 2019-2020 a 2032), donde las ofertas serían presentadas a fines de 2014 para que las empresas, tanto las existentes como nuevos entrantes , tengan un año para decidir si se van a presentar o no a las licitaciones
Esa es la opción para que ingresen centrales de tecnologías competitivas que permitan amortiguar los contratos más caros que se alcanzarán en las primeras dos licitaciones.
Un riesgo para esta fórmula será que, de ser adjudicada por nuevas compañías, las empresas efectivamente puedan construir los proyectos y no queden trabados en la justicia o en conflictos con las comunidades. “Esa será parte del diseño de las bases de licitación y tendremos que analizar si ese riesgo impide la presentación de ofertas para entrega de energía para el año 2019 o 2020″, dice Del Campo.
“Hay un desafío para los generadores y las empresas que realizan los Estudios de Impacto Ambiental (EIA), en cuanto nos enfrentamos a una comunidad que cada día solicita una mayor participación, por lo que como gobierno y sector privado vayan mejorándose los estudios y se incorpore a la comunidad habrá menos dificultad para la materialización de los proyectos de inversión”, sostiene.
Añade que “sin duda que la oposición a proyectos tanto en base a combustibles competitivos e hidroelectricidad impacta el precio de la energía y eso, al final, lo terminan pagando todos los chilenos”.
La voz de los expertos
Poca es la confianza que tienen los expertos de este proceso. La ex secretaria ejecutiva de la CNE y gerenta de la consultora Energética, María Isabel González, opina que “esta licitación fue postergada desde septiembre a ahora para tratar de hacer algunas gestiones por parte del Gobierno y ayudar con más gas natural; sin embargo, pareciera que estos intentos no fueron fructíferos” .
“Veo que el proceso será muy complejo. Una parte importante de lo que se debiera adjudicar quedaría sin suministro y habrá que convocar a otra licitación. Lo que prevé la ley es que los precios se puedan servir”.
Para el director ejecutivo de Electroconsultores, Francisco Aguirre, “no ha cambiado en nada el escenario, el único esfuerzo que una de las empresas grandes puede hacer, para no pasar un mal rato, es hacerse presente con una fracción del suministro cumpliendo, para decirlo de alguna manera, el ‘servicio militar’”.
“No existen empresas generadoras hoy que se arriesguen a tomar contratos de gas natural a muy largo plazo para expandir el sistema. El único esfuerzo es tratar de conseguirlo para reemplazar el petróleo diésel que ocupan algunas de sus centrales”, finaliza.
¿Cuánto pagan los países vecinos?
El costo de la energía pagado por las grandes empresas en Chile es tres veces superior al de Perú. Sin embargo, para clientes regulados, y con los actuales contratos, el panorama se equilibra respecto de la región.
Si bien en Santiago las tarifas están muy por sobre las registradas en Buenos Aires, son menores a las de ciudades de Brasil, Uruguay o República Dominicana, según un informe de la consultora argentina Montamat & Asociados.
ARGENTINA . El estudio compara los cobros por distribuidora de varias ciudades de Argentina con otras del continente. Es así que para un consumo mensual de 300 KWh, las empresas Edenor o Edesur tienen una tarifa de 17,1 milésimas de dólar por KWh en el Gran Buenos Aires, mientras que para igual consumo en Santiago los valores de Chilectra son de 182,3 milésimas de dólar por KWh.
ECUADOR . Otro país latinoamericano que tiene una tarifa menor a la nacional es Ecuador, donde la Empresa Eléctrica de Quito (EEQ) posee una tarifa de 91 milésimas de dólar por KWh para un consumo mensual de 300 KWh, lo que equivale al doble cobrado en Santiago.
BRASIL . En contraste, hay otras ciudades en la región donde las tarifas eléctricas residenciales son superiores a las de Santiago. Tal es el caso de Río de Janeiro, donde la distribuidora Light cobra 192,7 milésimas de dólar por KWh.
URUGUAY . Más elevado todavía son los registrados en Montevideo, Uruguay, donde la empresa UTE tiene una tarifa de 224,9 milésimas de dólar por KWh.
