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Energía

Del Campo: licitación sólo será competitiva para eléctricas con centrales en operación

Precios estarían en rangos similares a los ofrecidos en el proceso adjudicado en octubre pasado.

Por: Antonio Astudillo M.

Publicado: Viernes 1 de abril de 2016 a las 04:00 hrs.

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La fuerte caída en los precios a los que se han adjudicado los contratos de suministro eléctrico en las últimas licitaciones, podría impactar en la entrada de nuevos actores en el segmento de generación convencional, hoy dominado por Endesa, AES Gener, Colbún y E-CL.

Según señala Sergio del Campo, gerente general de Aela Energía -firma renovable que en el último proceso ganó contratos por más de 600 GWh-, las ofertas que podrán presentar los generadores de mayor tamaño que actualmente operan en el mercado local no estarán necesariamente amarrados a proyectos nuevos, ya que varios de ellos necesitan renovar acuerdos que vencen a partir de 2021, y será ahí donde se de la principal competencia.

“Sin duda que hay una parte importante de contratos que vencen en los próximos años, y los generadores van a tener eso en consideración. Hay contratos que vencen en el 2021 en los generadores más importantes, y obviamente el interés es renovarlos, y no están necesariamente asociados a proyectos nuevos”, señaló.

Desde el 2013 a la fecha, los precios de las licitaciones han caído 40%, desde los US$ 130 por MWh a US$ 80 por MWh, principalmente por la irrupción de las ERNC y las ofertas de nuevos actores, como EDF y Cheniere, a través del proyecto El Campesino.

Endesa, Colbún y AES Gener han señalado públicamente que están analizando concurrir a la subasta dado este escenario. Por ejemplo, en el caso de la generadora controlada por Enersis, el 40% de sus actuales contratos de suministro vencen a partir de esa fecha y estos se sirven con las unidades ya existentes. Colbún tiene cerca del 70% de su generación en contratos de largo plazo -que empiezan a vencer a partir de 2019-, y sus principales clientes son Codelco y las distribuidoras Chilectra, CGE y Saesa.

Del Campo sostiene que la competencia por adjudicarse parte de los 13.750 GWh de energía que se pondrán en el mercado será alta, y que el número de participantes podría incluso superar a los que acudieron al último proceso, que fueron 38 empresas.

En este sentido, estimó que los precios a los que podrían llegar los generadores convencionales estarán en rangos similares a los presentados en el último proceso, aunque la extensión de los contratos a 20 años y la baja en los commodities han jugado a favor para su reducción.

“Esta licitación debiera ser tan competitiva como lo fue la pasada en número de actores, pero en rangos de precio debiera ser similar. Veo difícil, y me refiero al suministro convencional, que no esté en el rango de lo que vimos en la licitación anterior”, dijo.

Nuevo escenario

El financiamiento para el desarrollo de proyectos de Energía Renovable No Convencional (ERNC) está en una nueva fase, y hoy la banca es mucho más exigente con los desarrolladores, dice Del Campo. Sostiene que hoy es poco probable que proyectos sin contratos de suministro de largo plazo -denominados PPA- con clientes libres o regulados, logren recursos por parte de la banca.

“Nosotros para iniciar la construcción de un proyecto, necesitamos de contrato, y para eso es relevante que se haya llamado a licitaciones a 20 años. Esto genera interés en los bancos internacionales y locales. Hoy día veo muy difícil que se puedan financiar proyectos de energía basados en el mercado spot”, señala.

Actualmente, el ratio entre contratación y financiamiento se ha elevado, reconoce, ya que la congestión en el sistema de transmisión no permite asegurar un precio de inyección que pueda ser similar al de retiro de la energía, dice.

Política de contratos

A comienzos de semana, Aela Energía informó de la firma oficial de 25 contratos de suministro con las distribuidoras que se adjudicó en la licitación de octubre pasado, lo que le permitirá partir con la construcción de dos proyectos eólicos, por un total de 300 MW, para cubrir ese suministro. Del Campo señala que la firma, cuyos principales accionistas son Actis y Mainstream Renewable Power, tiene un plan de inversiones por US$ 1.400 millones para los próximos tres años, de los cuales US$ 610 millones se activaron con los contratos logrados. El ejecutivo sostiene que no descartan también comprar contratos, dadas la situación por la que atraviesan algunos actores del mercado de ERNC. "Nosotros estamos en condiciones de suministrar energía no solo a los clientes residenciales, sino también a los libres, a la industria, pero nuestra política de inversión está asociada a los niveles de contratación que logremos", dice.

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