Eléctricas condicionan nuevas inversiones a regulación de nuevo marco comercial

Nueva realidad tiene a las generadoras haciendo múltiples esfuerzos para adecuarse a un contexto en que con niveles más modestos de demanda eléctrica, priman precios de la energía más bajos. Fuente: Revistaei.cl, Diario Financiero, 2 de mayo de 2017.


Un punto de inflexión tan significativo como en su momento fue la crisis del gas argentino, es a ojos de algunos actores de la industria lo que está viviendo el mercado eléctrico local.

La combinación de los cambios impulsados por factores ajenos a la industria, como la caída en los precios de los combustibles y la desaceleración de la economía, y el efecto de las reformas normativas que acometió el gobierno en materia de licitaciones de suministro y la Ley de Transmisión, entre otras, arrojaron el resultado que la autoridad esperaba: dinamizaron la competencia en esta industria.

Esta nueva realidad tiene a las generadoras haciendo múltiples esfuerzos para adecuarse a un contexto en que con niveles más modestos de demanda eléctrica, priman precios de la energía más bajos. Esto las obliga a buscar nuevos nichos de negocios, dar un valor agregado a este producto y captar a esos potenciales clientes industriales que pueden dejar de ser regulados y donde hoy se está dando una interesante pelea comercial.

Hoy el negocio eléctrico es diferente, ha cambiado y eso lo saben en las cuatro mayores generadoras del país, Enel Chile (que agrupa los negocios de generación y distribución en el país de la italiana Enel), Colbún, AES Gener y Engie Energía Chile, cuyos gerentes generales delinean aquí el proceso en el que están para adecuarse y no perder posiciones en esta carrera.

“Por supuesto que estamos en un momento de ajuste. Diría que es un proceso y un desafío transversal en todos los aspectos de la operación. El mercado está más competitivo que en el pasado y este cambio ha sido tan radical y tan profundo, que nos obliga a una revisión y una optimización de todas nuestras actividades”, asegura Thomas Keller, gerente general de la eléctrica controlada por el grupo Matte.

A su turno, Axel Leveque, gerente general de Engie Energía Chile, hoy por hoy el mayor actor en la producción de electricidad en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), reconoce que el impacto de la caída en los precios de la energía puso al sector a repasar su capacidad para desempeñarse en ese escenario.

“Cuando se ve que hay un precio que el año pasado se redujo casi a la mitad hay que hacerse preguntas de fondo. Hay una parte de eso que se explica por precio de combustible y otros factores, pero también hay una realidad de mucha más competencia e irrupción de nuevas tecnologías y frente a eso tienes que asegurarte de que todos tus activos responden a esta nueva realidad del mercado”, explica.

Regulación e inversiones

La irrupción de las ERNC, que por el inicio de los contratos adjudicados el año pasado al 2021 representarán del orden del 22% de la matriz de generación, frente al 14% con que cerraron en 2016, abre nuevas oportunidades de negocio, ya que estas energías por su intermitencia requieren servicios de respaldo que no están considerados en la normativa y que la autoridad actualmente trabaja para regular.

Claro que para prestar estos servicios complementarios y dadas las restricciones hídricas que enfrenta el país (por el déficit y las dificultades para construir centrales nuevas), las empresas ven que el parque térmico es la única alternativa. “Creemos que en Chile, la mejor tecnología para acompañar a las renovables es el gas natural, dado el precio de operación de las plantas a carbón con este otro combustible se logra hacerlo de una forma más eficiente”, señala Javier Giorgio, gerente general de AES Gener.

El problema es que en general esas unidades requieren algún grado de adaptación y eso requiere inversiones al igual que otro tipo de servicios que sólo podrían prestarse con equipos nuevos, que representan desembolsos que pueden ser importantes y cuya ejecución, además, podría tomar del orden de tres a cuatro años.

La constante en la industria es que sin una regulación clara no es posible activar esos proyectos.

“Es importante que la autoridad ponga incentivos a las plantas convencionales térmicas para que cubran esta intermitencia renovable, para que al ejercer un rol nuevo, que antes no tenían, puedan ser recompensadas por eso”, dice el ejecutivo de la firma de capitales estadounidenses.

Giorgio calcula que el pago que deberían recibir las generadoras por estas prestaciones podría rondar los US$ 10 a US$ 20 por MWh, como se ha visto en otros países.

Cotugno añade que es clave que el gobierno defina la normativa para estas prestaciones, porque en el caso de su brazo de generación, esto es requisito para activar nuevas inversiones y optimizar otras térmicas como Taltal, Quintero y eventualmente, GasAtacama, que se unirían a San Isidro y Bocamina, las que -dice- se han posicionado como las principales operadoras de respaldo en el sistema para las ERNC, probando en el último tiempo su capacidad de respuesta.

“En Colbún hace ya tres años venimos hablando sobre la necesidad de regular estos servicios complementarios y celebramos que esta urgencia haya sido reconocida por la autoridad. Nos gustaría ver que ese esfuerzo se traduzca a la brevedad en medidas y un marco de remuneraciones concretos”, plantea Keller.

Añade que esto es vital porque a veces los tiempos administrativos no conversan con los tiempos y la seriedad que requiere una dinámica de mercado como la actual. “La preocupación que podemos tener en este sentido, tiene que ver más que nada con el tema de los tiempos”, apunta el expresidente ejecutivo de Codelco.

El gerente general de AES Gener calcula que este proceso, para ser resuelto en conformidad, podría tomar unos dos años, para profundizar los puntos iniciales que se conocerán a fin de año, según adelantó hace unos días el ministro de Energía, Andrés Rebolledo.

Más allá de los plazos que tome esta regulación, que se alcance la profundidad que estas definiciones requieren y que en el trabajo que actualmente está llevando adelante la CNE no se vislumbran, es la aprensión que manifiesta el gerente de Engie Energía Chile.

“La duda que tengo más bien es hasta qué nivel de detalle va a llegar este reglamento, porque hay una parte de los servicios complementarios que se van a licitar, un poco como pasa con la transmisión, y creo que ese es el reglamento que supuestamente va a salir este año. Sin embargo, creo que se necesitan estudios más profundos para poder definir el detalle de cuáles serán los servicios específicos y cómo se van a remunerar”, postula.

EMPRESAS SE DIVERSIFICAN Y APUNTAN A ESTE MERCADO

Las distribuidoras de gas también ven un nicho atractivo en los servicios complementarios para respaldar la intermitencia de las ERNC.

Lipigas es una de ellas. Evalúa conectar al sistema, al menos tres plantas, conocidas como Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), que funcionan con gas licuado y que por sus menores emisiones y costos son más eficientes que aquellas a diésel.

Ángel Mafucci, gerente general de la firma controlada por las familias Noguera, Santa Cruz, Vinagre, Yaconi y Ardizoni, explicó que en este caso el costo de desarrollo se calcula en torno a US$ 1 por MW de capacidad, un nivel bajo comparado con otras fuentes.

Por otra parte, Empresas Gasco, a través de su asociación para desarrollar nuevas alternativas de abastecimiento de energía, le está dando una opción a su socia en estos desarrollos: Enlasa.

Esta última firma, ligada al empresario Fernando del Sol, basa su negocio en los motores diésel para respaldo eléctrico, una tecnología que en este nuevo escenario de mercado podría verse aún más afectada por la cada vez más esporádica necesidad de este tipo de generación.

Reducción de costos en el foco de la industria

Como un mantra, la contención de costos se ha instalado en la industria.

Pese a que hay expectativas de que precios de US$ 47 por MWh, el promedio adjudicado en la última licitación de suministro para clientes regulados, no son sostenibles. También es cierto que la tónica tampoco sería que estos pudieran empinarse y mantenerse por sobre los US$ 100 por MWh.

“2016 fue un ejercicio de gran sequía y no obstante eso, logramos terminar el año con un bajo nivel de precios en el spot, lo que significa que el país ha demostrado tener la capacidad de respaldar la sequía con una generación tradicional y con una alta presencia de ERNC”, estima el gerente general de Enel Chile, Nicola Cotugno.

En el caso del brazo de generación de Engie, la productividad es uno de los tres ejes en los que vienen trabajando desde el año pasado y tienen metas trazadas: contener unos US$ 10 millones este año, que se sumen a los US$ 28 millones que ahorraron en 2016.

“El mundo nos ha visto históricamente como las utilities y eso no refleja a las empresas más dinámicas y más eficientes en su gestión. Queremos dejar eso atrás, porque con los precios actuales tenemos sí o sí que ganar en competitividad”, apunta el gerente general de la firma Axel Leveque.

En la misma senda, Enel Chile ha optimizado su modelo operativo y el de sus activos, todo para reducir sus costos. Esto incluso implicó una reestructuración de su plantilla para adecuarla a los nuevos requerimientos.

“Tal como aparentemente pasó con otras empresas, en nuestro caso esos planes comenzaron hace tiempo. Llevamos dos años aplicando una política de contención de costos y claramente la dinámica comercial que estamos viendo en el mercado nos obliga a seguir profundizando ese esfuerzo”, complementa el ejecutivo de Colbún.

Todo esto, porque los actuales clientes de las generadoras también están buscando mejorar las condiciones de sus contratos, muchos de los cuales se firmaron en tiempos de precios altos y con la amenaza del déficit y no como hoy en que la sobreoferta se vislumbra para un buen tiempo más.

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