Ofertas a precios de US$ 29 el MWh inquietan a la industria eléctrica tradicional. Afirman que el desafío ahora es ver cómo gestionar la intermitencia que tendrá la mayor incorporación de energías renovables que fueron adjudicadas en los nuevos contratos de suministro.
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El gran ganador esta vez fue Endesa, la eléctrica del grupo Enel que se adjudicó el 48% de lo que se estaba ofertando -a un precio promedio de US$ 50,7 MWh-, contrato que será abastecido en su mayoría con el mix de tecnologías que actualmente opera -carbón, agua y GNL- más energía renovable. También fue Mainstream, compañía que se quedó con un 27% de la oferta subastada (a US$ 41,1 MWh) y que le permitirá concretar su plan de inversión por US$ 2.000 millones al 2020, principalmente con iniciativas solares y eólicas.
Pero conocidos los resultados del proceso, en la industria ya surgieron las primeras dudas respecto de cómo el sistema eléctrico podrá enfrentar la intermitencia que tiene la operación de las energías solares y eólicas, considerando que gracias a este proceso, en el año 2021, estas energías inyectarán el 15% de la energía nacional.
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“El desafío futuro que tenemos es la adecuada incorporación al sistema eléctrico de esta nueva energía en una matriz que será más diversificada, lo que se logra a través de mayor flexibilidad. Tenemos que asegurar que el sistema sea capaz de responder eléctricamente a una demanda y a una oferta variable y no gestionable”, afirma el vicepresidente ejecutivo de la Asociación de Generadoras, Claudio Seebach.
La misma visión tiene el ex gerente de Exploración y Producción de Enap y ex asesor senior de Origin Energy, Nelson Muñoz, quien indica que la pregunta es si este mix de tecnologías es suficiente para seguir la demanda eléctrica. “¿Se va a requerir modificar e ir actualizando la mezcla de tecnologías para generar respaldo o se podrá respaldar la intermitencia con una tecnología flexible como es el gas natural o el agua?, tecnologías que hoy no se ven en el proceso. Ese es el escenario que se genera a partir de este proceso”, dice.
En el sector, las generadoras tradicionales quedaron fuera del proceso, pues sus ofertas, pese a ser más bajas que el proceso anterior, no fueron competitivas.
Fue el caso de Colbún, eléctrica del grupo Matte que presentó ofertas por 5.400 GWh a un valor promedio de US$ 65,9 el MWh; AES Gener, con ofertas por 8.600 GWh, a un valor promedio de US$ 67 el MWh, y Engie Energía Chile (ex E-Cl), que ofertó por más de 1.000 GWh, a un valor de US$ 70,9 el MWh.
Dada la diferencia entre las ofertas, la gran duda en la industria es cómo se sustentan las propuestas realizadas, por ejemplo, por la propia Mainstream o SunEdison, empresas que ofrecieron paquetes a valores de US$ 29 el MWh.
La lectura que se hace en el sector es que estas compañías están apostando porque el valor de las tecnologías solares y eólicas bajen de precio. Según el ministro de Energía, Máximo Pacheco, en los últimos siete años, los precios de los paneles solares han caído 80% y asegura que van a seguir bajando. “Las tecnologías renovables, que son las grandes ganadoras, son tecnologías que van a seguir disminuyendo su precio en el futuro”, indicó, tras conocerse el resultado del proceso de licitación.
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Actualmente, el costo de desarrollo de un parque eólico, por ejemplo, ronda los US$ 1.700 el KW, indican en el mercado, valor que se sustenta con precios en torno a los US$ 80 el MWh, indica un ejecutivo eléctrico. “Estas tecnologías, en los próximos cinco o siete años, tendrían que bajar más de 50% en sus costos para ser sustentables a los precios adjudicados”, señala la fuente.
El otro temor que los privados ponen sobre la mesa es el riesgo de volver a repetir lo sucedido el año 2011, cuando la central Campanario, en ese tiempo en manos de Southern Cross, no pudo cumplir sus contratos.
Para evitar ese escenario, el gobierno estableció en las bases de la licitación el pago de boletas de garantías, las que implicaron que por cada 1.000 GWh se presentaran boletas de garantía por aproximadamente US$ 12 millones. “Son boletas muy importantes, que le dan absoluta seriedad al proceso”, recalca Andrés Romero, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía.
Romero agrega que entiende la posición de los expertos y de la industria que se ha visto sorprendida con los mejores precios ofertados y que ponen en duda la concreción de esos proyectos. “Creo que esa lectura es la del vaso medio vacío. La lectura del vaso medio lleno es que el mercado eléctrico cambió sus condiciones de competencia y tenemos actores que están exigiendo menores márgenes a sus proyectos, que están accediendo a mejores condiciones de financiamiento y han desarrollado mejores proyectos que antes”, señala (ver entrevista).
El impacto de la caída en las cuentas de la luz también podría generarse en los contratos que cierran los clientes libres, que representan el 45% del consumo nacional. Así, por lo menos, lo estima el gobierno, pues esperan que se traslade también a ese sector el menor precio que se ofertó por la energía. Actualmente la industria paga unos US$ 100 por MWh.
El presidente ejecutivo del Consejo Minero, Joaquín Villarino, señala que esperan que “perduren los avances en competencia que mostró esta licitación y de este modo se reflejen tanto en clientes libres como regulados”. Para el presidente de la CPC, Alberto Salas, en este proceso hubo una participación récord de empresas con 84 ofertas, y “como resultado de ello se ha presentado una importante baja en los precios que esperamos que se traduzcan en una mejora en la competitividad de las empresas”.
En la Sofofa, en tanto, celebran el fenómeno. “Habrá que ver cómo se comporta el precio del mercado regulado. En este precio afectan muchos factores y sin duda que el precio alcanzado en esta licitación para los clientes regulados será un antecedente que también será considerado por todos los agentes económicos involucrados”, explican.
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Fuente:La Tercera www.chileenergias.cl
