La Tercera La compleja situación que enfrenta Campanario Generación -ligada al fondo Southern Cross (80%) y a Gasco (20%)- se transformó en un hecho inédito en la industria eléctrica nacional. El delicado momento que vive la empresa y su eventual insolvencia podrían derivar en el primer caso de quiebra de una generadora en el principal sistema eléctrico del país, el Interconectado Central (SIC), que atiende al 94% de la población.
Por lo mismo, en el gobierno y en la industria existe preocupación por las consecuencias que la eventual caída de este operador eléctrico tendría para más de una docena de pequeños generadores que le han vendido electricidad. «Sería una muy mala señal en un sector que es clave para el país», advierte Cristián Fierro, gerente general de Chilectra.
A la luz de lo ocurrido, el gobierno no sólo monitorea de cerca el caso, también evalúa medidas más de fondo: introducir cambios a la regulación eléctrica. «Nos interesa la llegada de nuevos actores al mercado para tener máximos niveles de competencia, pero, al mismo tiempo, debemos tener garantías para mantener la seguridad del sistema y la estabilidad de la cadena de pagos», dice Rodrigo Alvarez, ministro de Energía. Para la autoridad, el caso Campanario «es muy complejo e inédito en el SIC, y nos está obligando a evaluar si los actuales instrumentos legales que tenemos son suficientes para responder ante este tipo de contingencias», indica.
Hacia dos grandes frentes apuntarán las modificaciones legales que analiza el Ejecutivo. Uno de los cambios busca otorgar mayores atribuciones a la autoridad para resolver frente a incumplimientos de contrato y ante procedimientos judiciales que enfrenten las eléctricas. La segunda línea de acción apunta a perfeccionar los procesos de licitación de las distribuidoras, exigiendo mayores garantías a las generadoras para cumplir sus compromisos.
El gobierno definió un plazo para darles forma a las iniciativas. «Los cambios se analizarán durante este semestre, para estar en condiciones de implementarlos a partir de 2012», adelanta Alvarez.
En todo caso, en el gobierno aclaran que no están pensando hacer un «traje a la medida» de Campanario, tendiente a solucionar el problema financiero de la eléctrica. Más bien, dicen, los cambios estarán orientados a prevenir situaciones similares en el futuro y a contar con las herramientas necesarias que permitan a la autoridad y al mercado estar mejor preparados para enfrentar este tipo de contingencias.
A nivel privado hay coincidencia en que el mercado eléctrico no será el mismo tras el episodio protagonizado por Campanario. «Efectivamente, habrá un antes y un después», reconoce el ex secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Sebastián Bernstein. A juicio del experto, el caso dejará lecciones para ambos lados. «Se tomaron riesgos excesivos por parte de una empresa, al vender un producto (energía) que no tenía y que puso en riesgo la cadena de pagos del mercado eléctrico», dice.
¿El origen del problema? Campanario firmó contratos con CGE y Saesa para suministrar energía desde 2010 hasta 2023, a un precio de entre US$ 104 y US$ 110 por MWh. Como sus unidades producen con diésel y tienen un alto costo de generación (unos US$ 250 MWh), no fueron despachadas y la mayor parte de la energía debió comprarla en el mercado spot, a un costo mucho mayor al previsto en sus análisis.
¿Qué pasa con los contratos que tiene una eléctrica en caso de quiebra o ante un escenario de convenio judicial preventivo? Ambos temas no están resueltos en la legislación eléctrica actual, precisan en el gobierno. En el Ejecutivo explican que la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) y el Ministerio de Energía no tienen la facultad para decidir cómo se resolverán los contratos de Campanario, mientras se despeja el escenario financiero para la eléctrica. La autoridad, por ejemplo, no puede caducar los acuerdos y relicitarlos inmediatamente, decisión que queda únicamente en terreno de los privados.
En caso de quiebra, tampoco la SEC ni Energía pueden garantizar quién recibe los dineros por pago por potencia. «Hoy no está estipulado en ninguna parte qué hacer cuando una generadora no puede cumplir con sus contratos, quién se hace cargo de ellos y cómo se garantiza el suministro a los clientes regulados. Es un terreno donde la autoridad no tiene la capacidad para imponer claramente su decisión. Hay que entrar a interpretaciones de la normativa en un sector donde es clave que sigan desarrollándose los contratos y haya continuidad de giro», dice Vivianne Blanlot, ex secretaria ejecutiva de la CNE.
La idea del Ejecutivo es reforzar las atribuciones de la SEC y de la cartera de Energía para regular mejor los procedimientos judiciales.
«La CNE debería tener más atribuciones para intervenir antes de la crisis, anulando el contrato y sacando nuevas bases de licitación», afirma María Isabel González, ex titular de la CNE.
En la mira de Energía también está perfeccionar las licitaciones de suministro de las distribuidoras, a través de dos vías principales.
Una apunta a exigir mayores garantías a las empresas que compitan en las licitaciones. «Si un generador quiere tomar más riesgos, debiera estar dispuesto también a entregar más garantías respecto de su funcionamiento», dice el académico de la UC Hugh Rudnick.
Una de las opciones que baraja la autoridad es exigir a la generadora garantías tanto de naturaleza económica y financiera, como de funcionamiento de su modelo de negocios, que permita transparentar su sistema de pagos, proyectar sus gastos, sus ingresos y evaluar los riesgos potenciales. Esto, porque «los modelos de negocios pueden tener consecuencias en la seguridad del sistema», señalan en el gobierno.
«Hoy se piden boletas de garantía, pero no son suficientes para garantizar el cumplimiento de los contratos», dice Blanlot.
Según María Isabel González, debería exigirse a las empresas no sólo la clasificación de riesgo financiero, también la de riesgo de mercado eléctrico, auditada por consultores calificados elegidos de una nómina patrocinada por la CNE.
Bernstein cree que una opción es incorporar como requisito que el costo variable de la eléctrica que ofrece la energía le permita cumplir con el precio del contrato. «Si el costo variable de producir con petróleo es US$ 200 por MWh y una empresa ofrece un contrato a US$ 100 MWh, habrá que tener un mecanismo para verificar si esa generadora podrá cumplir el contrato por el tiempo que dura, no sólo cuando entra en operación», dice.
Otra condición, agrega Rudnick, debería ser priorizar la tecnología que sea más competitiva. «Hoy, las licitaciones se adjudican en base al menor precio, sin importar de dónde provenga la energía, pero tal vez habría que establecer un modelo para que una distribuidora seleccionara sobre la base de la tecnología de generación que es más eficiente y que puede ser efectivamente despachada al sistema», dice.
Para Juan Cembrano, quien representa a los clientes libres (grandes empresas) en el directorio del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central, que coordina la operación del sistema eléctrico, exigir mayores garantías a los oferentes «ciertamente hubiera impedido o limitado los efectos del problema actual».
El gobierno también ve necesario ampliar los plazos previos al inicio del suministro licitado, «de modo que los oferentes puedan desarrollar proyectos de generación eficientes y competitivos», dice Alvarez.
Ramón Galaz, gerente general de Valgesta, explica que hoy los suministros eléctricos se licitan tres años antes de comenzar el abastecimiento. «Los proyectos no alcanzan a desarrollarse en ese tiempo. Ampliarlo a cinco años es un plazo razonable, porque les da oportunidad a que entren nuevos actores con una oferta eficiente de energía y centrales de base (hidroeléctricas o termoeléctricas)», indica.
La principal lección tras Campanario, acota Fierro, es que se debe licitar en forma anticipada, «para hacerlo en condiciones de competencia y sin escasez de oferta».
A juicio de Cembrano, es indispensable que la autoridad corrija a la baja el precio de la potencia, «reconociendo que los costos de inversión reales en equipos de punta son menores que los reflejados en el precio, por cuanto ha incentivado la instalación de equipos diésel en desmedro de centrales de base».
Los pasos que vienen para la eléctrica de Southern Cross
Los próximos 90 días serán clave para el futuro de Campanario Generación. En este tiempo, el fondo de inversiones Southern Cross deberá lograr la aprobación por parte de sus acreedores, principalmente empresas eléctricas y la banca, del convenio judicial preventivo presentado la semana pasada. Fuentes del mercado señalan que el fondo de inversión quiere resolver el tema lo antes posible, por lo que el proceso no debería tomar más de dos meses.
Según señala el convenio presentado ante la Corte de Apelaciones, y que recayó en el 24° Juzgado Civil de Santiago, este cuenta con la venia del 50% de los acreedores. Sin embargo, ese apoyo no se habría acreditado aún y la empresa todavía negocia el respaldo con acreedores bancarios. El tribunal deberá citar a junta de acreedores para que estos voten la aceptación del convenio. Según la ley de quiebras, para ser aplicable, este debe contar con el voto favorable de al menos 2/3 de los acreedores que representen el 75% de las deudas.
En caso de que el convenio sea rechazado, Campanario caerá en quiebra. En paralelo, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) deberá resolver la petición realizada por el CDEC-SIC de evitar que la eléctrica siga realizando retiros de energía en el sistema, a fin de evitar que su deuda con las generadoras se siga incrementando. En el gobierno señalan que este punto es prioritario para el regulador y que el interés de la autoridad es resolverlo en el corto plazo.
Uno de los aspectos relevantes a definir por estos días es qué empresa se hará cargo de los contratos que mantiene Campanario con las distribuidoras Saesa y CGE Distribución. Fuentes del sector eléctrico indicaron que Endesa estaría disponible para «servir los compromisos de Campanario», pero, señalan, la eléctrica estaría dispuesta a tomar sólo una parte de esos contratos. El resto debería repartirse entre otros grandes actores de la industria, aseguran ejecutivos. Una opción que se estudia en el gobierno es «socializar» los contratos de Campanario entre todas las generadoras del sistema eléctrico para lograr que el suministro siga abasteciéndose, a través de una resolución ministerial que podría dictar el Ministerio de Energía.
En la década pasada, producto de que distribuidoras se quedaron sin contratos se aplicó una norma similar que se conoció como la RM 88.
Origen del problema
Contratos
En 2009, Campanario Generación -ligada a Southern Cross (80%) y a Gasco (20%)- firmó contratos de suministro con las distribuidoras CGE y Saesa, para abastecerlas de energía por 200 MW. Los contratos, que vencen en 2023, fueron suscritos a un precio de entre US$ 104 y US$ 110 por MWh.
Modelo de negocios
Como sus unidades producen con diésel y tienen un alto costo de generación -se calcula en unos US$ 250 MWh-, la energía que tenía comprometida Campanario debió comprarla en el mercado spot a otros generadores, pagando el costo marginal del sistema.
Escenario imprevisto
Pero Campanario no previó que el costo marginal iba a situarse en gran parte de 2011 sobre los US$ 200 el MWh. Los escenarios previstos estaban por bajo esa cifra. La diferencia la ha tenido que «absorber» la empresa, que dejó de pagar a quienes le vendieron la energía.
Situación Financiera
Se estima que Campanario mantiene facturas impagas por compras de energía con 53 generadoras y transmisoras, lo que supone una deuda que rondaría los US$ 70 millones.
Aporte
La eléctrica tiene una capacidad instalada de 240 MW, lo cual representa cerca de un 2% de la capacidad instalada que actualmente tiene el Sistema Interconectado Central (SIC), que va desde Taltal a Chiloé.
Fuente / La Tercera