Licitación eléctrica recibe ofertas bajo US$ 30 y grandes generadores habrían quedado fuera

Las proyecciones del gobierno, el mercado, y los principales actores del sector eléctrico, se quedaron cortas frente a las propuestas económicas presentadas por los 84 oferentes que participaron en la licitación de suministro eléctrico y que ayer fueron reveladas.

Si bien la adjudicación será hoy, en el mercado adelantan que el precio promedio de esta subasta estaría en torno a US$ 52,5 por MWh, una baja de casi 60% respecto del proceso de 2013, y de 33,7% respecto de la última licitación, adjudicada a fines de 2015, donde la media fue de US$ 79,3 por MWh.

Este nivel sería similar al de la primera licitación de suministro para las distribuidoras realizada en 2006, cuando alcanzó US$ 58 por MWh.

Las ofertas, a diferencia de los procesos anteriores, tuvieron una amplia dispersión, mostrando precios de US$ 29,1 por MWh (el más bajo de los ofertados, por parte de Solarpack) hasta US$ 110 por MWh.

Según señalan fuentes de mercado, y basados en modelos matemáticos que los propios consultores utilizan, los grandes ganadores de la subasta serían la firma de capitales irlandeses Mainstream Renewable Power, que con ofertas con mínimos de US$ 29 por MWh se habría adjudicado unos 3.600 GWh de un total de 12.430 GWh disponibles.

Estos precios, explican, serían un récord a nivel mundial, por debajo de los US$ 30 registrados en un proceso similar realizado recientemente en Emiratos Árabes.

Otro de los ganadores sería la generadora Endesa Chile, que se habría adjudicado en torno a 5.000 GWh en nuevos contratos, al ofrecer un precio promedio para sus 48 ofertas de US$ 51,1 por MWh.

Entre ambas compañías, calculan especialistas, habrían acaparado el 70% de la energía subastada, equivalente a un tercio de los consumos de clientes regulados, y contarán con contratos a 20 años con las distribuidoras con inicio a partir de 2021.

Al cierre de esta edición, y debido a la complejidad del mecanismo de adjudicación, no había plena seguridad de que Global Power Generation (GPG), brazo de generación de Gas Natural Fenosa, haya logrado adjudicarse algunos bloques. La catalana presentó cuatro ofertas con su proyecto de central de ciclo combinado Tierra Noble, de 600 MW, ofreciendo un precio promedio de US$ 42,3 por MWh.

Ayer, el ministro de Energía, Máximo Pacheco, declinó adelantar pronósticos, aunque señaló que el proceso y las ofertas muestran la “alta competencia” que se dio en el sector.

“Las políticas que hemos desarrollado para fomentar la competencia han mostrado su éxito. Los precios que vamos a ver van a estar por debajo de los US$ 60 por MWh. La primera conclusión de esto es que, cuando hay competencia, caen los precios”, dijo Pacheco.

Los nuevos actores

Mainstream se instalaría así como un actor relevante en el mercado local. La firma tiene 33 MW en centrales en operación, y proyectos por unos 400 MW, los cuales se activarían con la adjudicación de nuevos contratos de suministro.

A nivel mundial, la firma tiene un portafolio en desarrollo por unos 8.455 MW, otros 280 MW en construcción y poco más de 500 MW en operación. La firma tiene operaciones en diez países, en mercados tan distintos como Europa, Norte y Sudamérica; África y Medio Oriente.

Por su parte, Endesa Chile habría logrado renovar un segmento relevante de su capacidad de generación comprometida con distribuidoras, los cuales vencían en los próximos años, asegurando flujos. Según datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE), la generadora controlada por Enersis enfrenta vencimientos de contratos por 6.560 GWh entre 2019 y 2021.

Situación compleja

Tres de los principales incumbentes del mercado local, la eléctrica Colbún -propiedad del grupo Matte-, y AES Gener -controlada por la estadounidense AES Corp-, y Engie Energía Chile, habrían quedado fuera de la subasta, al no lograr contratos, pese a realizar ofertas por debajo de los US$ 72 por MWh.

Colbún presentó 115 ofertas a un precio promedio de US$ 70,8 por MWh. AES Gener participó también con Alto Maipo y Guacolda (US$71,4 y US$ 63,4 por MWh, respectivamente), y la ex E-CL ofertó a US$ 66,6 por MWh. Fuera de carrera habrían quedado también IC Power (US$ 53,6 MWh) la alianza entre la estatal ENAP y Mitsui (US$ 72,9 por MWh), Pacific Hydro (US$ 88,6 por MWh), Energía Coyanco, ligada a Juan Claro (US$83 MWh), Enel Green Power (US$66,4 MWh) y Southern Cross (US$89,4 por MWh).

Claves del proceso: ofertas atomizadas y reducción de márgenes esperados

Como un cambio en la forma de abordar esta licitación para evitar repetir la situación de subastas anteriores, en la que no lograron adjudicarse los bloques deseados, interpretaron en el mercado la decisión de Colbún y AES de Gener de presentar numerosas ofertas.

De hecho, en el recuento, la eléctrica de los Matte presentó 115 ofertas con un precio promedio de US$ 70,5 por MWh, superando por dos a AES Gener, que promedió US$ 58,05 por MWh. Sin embargo, este número asciende a nada menos que 197 si se consideran las propuestas de las filiales de esta última firma, Guacolda y Alto Maipo, cuyas propuestas promediaron US$ 71,4 y US$ 63,4 por MWh, respectivamente.

Menores márgenes

En el mercado explican que los precios muy bajos observados en esta licitación se explicarían por una reducción en los márgenes esperados para los diferentes proyectos, ya que si tradicionalmente la tasa de retorno se movía en torno a 10% y 15%, en los casos de las ofertas de menor rango, ésta se habría reducido a entre 5% e incluso del 3%.

En este sentido, respecto de las firmas establecidas, la opción de reducir márgenes no habría sido parte de la ecuación, por ejemplo, para Colbún, donde dicen en el mercado, no estaban dispuestos a adjudicarse un contrato a cualquier precio. Influye en su caso que su nivel de vencimiento de contratos sería inferior al de las otras grandes. Otro factor que mencionan es que esta eléctrica aún está en proceso de equilibrar sus niveles de contratación.

En un análisis del proceso, la calificadora Fitch Ratings estima que AES Gener tenía menos flexibilidad para soportar márgenes menores que resultan de precios potencialmente más bajos debido a su mayor costo de generación.

"Además, AES Gener está todavía en una fase intensiva de gasto de capital significativo, lo que unido a una estructura de capital más agresiva reduce su tolerancia a los menores márgenes", dijo Fitch.

Añadió que la posición dominante de la firma en el mercado local, la exposición de re-contratación relativamente manejable y su probada capacidad para obtener contratos bilaterales podría mitigar parcialmente este riesgo.

"Un cambio en la política comercial de AES Gener que se traduzca en un desequilibrio en su posición contractual a largo plazo sería visto negativamente por Fitch", concluyen.