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Minería

El cambio del mercado eléctrico que tuvo en cuenta Enel para la salida anticipada de Bocamina

Expertos instalan como el factor clave en la estrategia de la italiana el precio del gas a futuro, donde el costo marginal quedará determinado por este combustible.

Por: Karen Peña

Publicado: Lunes 1 de junio de 2020 a las 04:00 hrs.

ENEL

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Minería

Sorpresa causó en la industria el anuncio de Enel de retirar de forma anticipada las unidades generadoras Bocamina I (128 MW) y Bocamina II (350 MW), ambas ubicadas en Coronel, lo que pondría punto final al uso del carbón de la italiana en Chile.

Aunque la intención deberá ser respaldada por la Comisión Nacional de Energía (CNE), ya que la premura fue tal que no cuenta con al menos 24 meses de anticipación para dar aviso, la italiana se puso como meta desconectar la primera unidad a más tardar el 31 de diciembre de este año y la segunda al 31 de mayo de 2022, lo que implica adelantar la salida de esta última en 18 años respecto al plan de descarbonización que este jueves cumple un año.

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La decisión, que se ejecuta en medio de una fuerte irrupción de las energías renovables que llevarían el costo marginal a la baja, también se da cuando los planes de la italiana en estas tecnologías apuntan a instalar 2.000 MW a 2022 con una inversión de US$ 1.900 millones.

Pero más allá del momento actual de la compañía, los expertos indican que esta un curso un cambio en el mercado que daría sustento al análisis económico de Enel para acelerar aún más sus planes en esta línea.

El gerente general de Enel Generación Chile, Michele Siciliano, señala que las nuevas previsiones muestran un sistema con mayor oferta y menor demanda que lo proyectado previamente, lo que pone una presión sobre las plantas menos eficientes y que no aportan una complementariedad flexible a un creciente parque renovable. "En el contexto actual la generación con carbón no es un negocio que genera valor a los accionistas", asegura.

¿El factor clave para Enel? El comportamiento del precio del gas a futuro. Los análisis de Valgesta Energía indican que la decisión de la italiana, entre otras cosas, se basa en que ellos apuntan a que el precio del gas natural a futuro bajará, llevándolo a niveles similares a la generación con carbón, por lo que esta tecnología se vería desplazada en el futuro por las plantas a gas, que además tienen menos conflictos ambientales por tratarse de un combustible más limpio.

Para el socio de Valgesta, Ramón Galaz, es posible asumir que el costo marginal del sistema dependerá fuertemente de cómo varíe el precio de este combustible. "Esto implica que si el precio de gas disminuyera a futuro, es posible que las plantas a gas desplacen a las plantas térmicas a carbón en el despacho de las unidades en el sistema y, por lo mismo, hará estas últimas menos rentables", dice.

Desde la compañía así lo reconocen. Según explica Siciliano, la penetración de renovables y la caída de la demanda han disminuido el espacio a las plantas térmicas. "Además, vemos una importante reducción de los precios de las commodities, con impacto mucho más importante en los precios del gas, lo que harán más competitiva la generación de los ciclos combinados, más limpia y con menores costos de impuestos de emisiones", agrega. Por lo tanto "una planta como Bocamina que hoy normalmente genera a precio marginal, dejará de generar siendo reemplazada con plantas a gas", señala.

Para la consultora Systep, las proyecciones indican que a mediano plazo la penetración de centrales renovables será incrementada y esto producirá una reducción de los costos marginales con respecto a los niveles actuales, que a su vez han presentado una tendencia a la baja en los últimos tres años. En este contexto y ante la reducción de la demanda provocada por el Covid-19, "las centrales de carbón verán en el mediano plazo su margen de utilidad reducido, pudiendo llegar incluso a no tener utilidad operacional, debido a que los costos marginales se irán acercado a sus costos variables de operación".

Por ejemplo, Systep puntualiza que en la programación de hoy se ve una diferencia entre los costos marginales y variables de Bocamina II en un rango entre 9 y 21 US$/MWWh, considerando que los costos marginales en Quillota se ubicaron entre 42 y 55 US$/MWh, y los costos variables de Bocamina I y Bocamina II son 36 y 33 US$/MWh, respectivamente.

En el mediano plazo, la consultora precisa que las proyecciones apuntan a que los costos marginales se ubicaran en valores similares, e incluso levemente inferior, al costo variable de centrales de carbón. "Considerando que Bocamina I y Bocamina II habrán cumplido, al menos, la mitad de su vida útil para la fecha de su desincorporación, pareciera lógico reemplazarlas por centrales renovables", sostiene.

"Estamos en contacto con nuestros inversionistas"

A futuro, Siciliano destaca el posicionamiento estratégico de Enel Generación Chile y "su capacidad de crear valor considerando que su mix diversificado y sólido en generación se basa en maximizar la disponibilidad y la flexibilidad del parque hidroeléctrico de 3.500 GW, así como del parque térmico y el desempeño medioambiental de las plantas".

Una estrategia que impulsarán, señala, manteniendo el liderazgo en la comercialización de energía en todos los segmentos del mercado.

Sobre cómo han recibido los minoritarios este anuncio, el ejecutivo de Enel comentó que "nuestras decisiones se toman para maximizar el valor de la empresa en el interés de todos los accionistas". Y agregó que "estamos en contacto con nuestros inversionistas para compartir el racional de la operación".

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