La concentración y competencia del mercado eléctrico están en el foco de análisis del gobierno. Expertos desmenuzan trabas que impiden el ingreso de nuevos oferentes al segmento generador nacional.
Según el Índice de Herfindahl e Hirschman (IHH), estándar global para medir la competencia económica en un mercado, el sector eléctrico nacional está altamente concentrado en el caso del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y, medianamente, en el Sistema Interconectado Central (SIC). Según un reciente estudio encargado por la Fiscalía Nacional Económica (FNE) a un grupo de expertos -entre otros Juan Pablo Montero, de la UC-, esto se traduce en que pocas empresas explican la capacidad instalada de generación en ambos sistemas. En el del Norte, cuatro empresas mantuvieron el 100%, entre 2001 y 2009, y en el del centro-sur fueron tres las que justificaban el 90% de la potencia, entre 2001 y 2012.
Aunque el análisis encargado descarta conductas colusivas, establece que en términos generales hay una competencia imperfecta.
Entre los expertos existe cierto consenso en que la falta de competencia es uno de los factores que pueden influir en los mayores costos por los que está atravesando el sistema energético, aunque las circunstancias son mucho más complejas, ya que se mezclan con la sequía, el alza en combustibles y la detención de proyectos de inversión.
“El alza de los precios ya está restando competitividad a la industria chilena y se va a transmitir pronto a las familias”, sentencia el informe de la FNE. Por eso es que la forma de introducir competencia al sistema ha sido uno de los pilares de trabajo del nuevo ministro de Energía, Máximo Pacheco, quien ha planteado que está analizando fórmulas para incentivarla en las licitaciones de suministro que hacen las distribuidoras, principalmente.
Para Rodrigo Castillo, de Empresas Eléctricas, aunque existe concentración en el mercado, hay que hacer un análisis distinto para ver si es competitivo. Esto -agrega- se mide bajo otros parámetros, como son, por ejemplo, las dificultades para que ingresen nuevos actores.
“En los últimos años han aumentado enormemente las barreras de entrada. En la mayoría de los casos, esto ha sido por causas que no tienen que ver directamente con el comportamiento de los actores de la industria, pero que sin lugar a dudas requieren atención de todos para ser superadas”, dice.
En la Asociación de Generadoras, René Muga explica que en Chile, como en otros países de la OCDE y de América Latina, existe un número reducido de actores de mayor tamaño; como los proyectos son de gran tamaño, involucran altos costos y períodos largos de recuperación de la inversión. Aun así, recalca que en el país existen más de 60 generadoras coordinadas por los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC).
“El tema de fondo no es el número de generadores, sino la posibilidad de realizar nuevas inversiones tanto por empresas presentes como por aquellas que deseen ingresar”, dice.
Para Ramón Galaz, de la consultora Valgesta Energía, aunque es deseable mayor competencia, hay que entender que al momento actual se ha llegado producto de la maduración natural del mercado eléctrico.
Libres y licitados
Una de las principales barreras de entrada que dificultan el ingreso de nuevos actores es la baja base de clientes libres o proyectos firmes con los cuales firmar contratos. Mientras en el SING hay 25 clientes libres en su nómina, en el SIC son 77. De ellos, es un grupo menor el que puede justificar la construcción de una generadora sobre los 150 MWh. De hecho, si se analizan las cifras, se desprende que mientras en el SING un 89% de la energía la consumen clientes industriales, en el SIC es sólo un 30,6%, dice el informe de Montero.
“Cuando se hablaba de proyectos mineros por más de US$ 100.000 millones se preveía la necesidad de mayor energía, pero la realidad es que no se han concretado, lo que impide a nuevos actores contar con contratos que permitan financiar sus centrales generadoras. En suma, no hay demanda suficiente para que los entrantes tengan certeza que podrán vender el total de sus inyecciones”, dice Eduardo Escalona, del estudio Philippi.
Galaz concuerda con esa visión, por eso es que -explica- las licitaciones de suministro de las distribuidoras cobran relevancia para incentivar el ingreso de nuevos actores.
Sin embargo, este mecanismo debe superar varias deficiencias. Una de ellas -dice Galaz- es adaptarlas para concordar con el ciclo de desarrollo de un proyecto, que puede estar en torno a los cinco y siete años. Esto permitiría, además, garantizar el suministro de combustible (carbón o GNL) a mejores tarifas. También sería deseable que se transparentara la demanda proyectada, para ajustarla lo más posible a la energía real que se necesitará.
A fines de este año debería licitarse un bloque de energía correspondiente a 21.500 GWh/año, para el período 2019-2030. Se estima que en el año 2022 esta energía representará el 50% del consumo. Escalona plantea que no está claro que vayan a existir oferentes, dada la incertidumbre por la que están pasando los proyectos energéticos. Pese a que 2019 podría parecer un plazo razonable, el abogado dice que hoy proyectos hidroeléctricos, termoeléctricos e incluso minihidro y eólicos están sufriendo oposición ciudadana, lo que dificulta llegar a tiempo con ofertas para este segmento.
El nuevo escollo
“Una de las principales barreras del mercado eléctrico es la oposición a nuevos proyectos por parte de grupos de interés. Aunque este tema también afecta a actores existentes, pareciera que es en una menor medida”, dice María Isabel González, la consultora Energética.
Rodrigo Castillo agrega que la importancia de este nuevo escollo queda en evidencia cuando diversos proyectos han estado a punto de ingresar al sistema, pero no lo han concretado porque han sido rechazados por las autoridades, especialmente los tribunales. Cualquier otro riesgo natural del negocio -explica Castillo-, parece ser menor en comparación a saber si el proyecto podrá ser construido y operar en un plazo prudente.
El problema de fondo -agrega René Muga- es la incertidumbre, la inseguridad jurídica y, en muchos casos, la inestabilidad regulatoria.
“Para la industria, la construcción de acuerdos y la mayor confianza en la institucionalidad, así como entre los diversos sectores son cruciales para promover el ingreso de nuevos proyectos”, agrega.
Si esto no sucede, no se podrá aumentar la inversión en capacidad de generación, especialmente de energía de base, como se pretende. Además de su correlación en el comportamiento de los precios, resume un analista.
Esto cobra más relevancia aún en el momento de licitar el suministro de la demanda futura. Castillo explica que en 2006, cuando partieron las licitaciones de suministro, la demanda se cubría sin problemas con precios en torno a US$ 60/MWh. Hoy algunos procesos se han declarado desiertos y en otros se han logrado montos del orden de los US$ 130/MWh (ver tabla). Pese a que las características del mercado eran similares entonces y hoy, hubo un solo cambio: el riesgo de lograr terminar un proyecto. En síntesis, ningún nuevo actor que quiera entrar a cubrir la licitación de suministro para los consumidores residenciales lo va a poder hacer si no hay garantías de que realmente pueda construir el proyecto, las que hoy -según los expertos- no existen. Esto va más allá de si el precio de licitación es competitivo.
Castillo agrega que esto no se puede solucionar por decreto, ni por ley, porque lo que denota es falta de consensos sociales y visiones diversas sobre el desarrollo energético del país.
Este punto ha sido también uno de los focos de preocupación del nuevo gobierno, ya que el Ministerio de Energía creó un área específica para trabajar en este tema: una unidad de Participación y Diálogo sobre la que cada día se concentran más expectativas.
Campanario: ¿Nuevo impuesto?
Así como el factor social, otros escollos se han ido interponiendo en el camino de quienes quieren ingresar al sector generación.
Uno de los últimos -y no por eso menos importante- es el efecto incertidumbre que ha plantado el caso Campanario. Con la quiebra de esta generadora en 2011, la autoridad determinó que el sobrecosto entre el precio nudo licitado y el costo marginal de los dos contratos que poseía debía ser asumido a prorrata por el resto de los generadores que inyecten energía. Si bien había expectativas en la industria de que esto sería una solución temporal y luego el gobierno avanzaría en un mecanismo definitivo, el tiempo terminó por confirmar esa fórmula hasta el día de hoy, cuando aún no se logra relicitar uno de los compromisos que Campanario tenía, pese a que la central fue finalmente vendida.
“Este costo que deben asumir los generadores se ha convertido en una especie de impuesto indeterminable e imprevisible a la generación. No sabes cuánto, hasta cuándo y a quiénes se les va a aplicar”, explica Escalona, quien cree que es grave que otras generadoras deban asumir la diferencia entre el costo marginal y el precio de los contratos suscritos por empresas que caen en insolvencia.
Además, esto ha comenzado a ser analizado por actores que desean ingresar al sistema. El problema es que no hay forma de determinar valores de lo que podría implicar esto en otros casos que pudieran producirse en adelante. Por ejemplo, qué pasaría si una generadora más grande que Campanario se declarara en insolvencia.
Otras incertidumbres
Otra barrera es la concentración de derechos de aguas, ya que los con mayor potencial están en poder de algunas empresas, dice María Isabel González. “Debiese avanzarse de modo de imponer límites de plazos al no uso de los derechos de agua”, agrega.
Expertos señalan que un mejor acceso a los terminales de GNL -a través de precios más competitivos o nuevos terminales- también ayudaría a la llegada de más actores y, además, permitiría aprovechar la capacidad disponible en el sistema para producir con ese tipo de combustible.
Además, explican que el Estado ha intentado introducir mayor competencia, pero los mecanismos no han sido del todo efectivos. Ejemplo de ello -dice un experto- fue el proceso de licitación de terrenos que impulsó Bienes Nacionales, los que terminaron siendo adjudicados a actores ya presentes en la industria. María Isabel González propone algo similar para dar más competencia y garantizar suministro a precios competitivos.
“Una excelente medida sería poner a disposición de nuevos actores terrenos con todos los permisos aprobados para centrales termoeléctricas a carbón y gas natural”, explica.
