(ELECTRICIDAD 194) Con optimismo ve la próxima licitación de suministro eléctrico el gerente general de Valgesta Energía, Ramón Galaz, pues prevé una mayor competencia, aunque advierte que existen riesgos para los participantes como el desacople que produce la estrechez del sistema de transmisión y el efecto en los ajustes de los precios de venta.
El especialista indica a Revista ELECTRICIDAD que los grandes actores convencionales del mercado debieran adjudicarse una gran cantidad de energía, siempre y cuando ingresen con nuevos proyectos de generación.
¿Qué análisis hace de la próxima licitación de suministro eléctrico que se realizará el 27 de julio?
Lo primero es que el volumen de energía a licitar, de 13.750 GWh, representa en torno al 24% de lo que es la demanda futura. Lo segundo es que habrá mucha oferta, tanto de incumbentes como de generadores nuevos, por lo que el nivel de competencia será altísimo.
¿Cuál cree que será el elemento diferenciador en este escenario de fuerte competencia?
Dependerá mucho de la tecnología que se vaya a presentar y de su costo de desarrollo. Si los actores actúan con racionalidad económica deberían hacer sus mejores esfuerzos para que tengan el mejor costo de inversión de su tecnología y obtengan las mejores tasas de competencia para que su precio sea lo más competitivo posible.
¿Qué precio prevé para esta licitación?
Tenemos una aproximación respecto a lo que tenemos en el mercado con un costo marginal que está en torno a US$80-US$85 por MWh, dependiendo de cómo se hagan las modelaciones, además de que aparentemente el gas natural es un combustible que va a marcar precio y un costo de desarrollo que está en el nivel de estas cifras. Si tenemos un mercado racional, probablemente los valores debieran estar en torno a los US$75 y US$85 MWh.
¿Ve riesgos en este proceso licitatorio?
Todos los oferentes que quieran participar tienen que ver dos riesgos. Uno es el desacople, porque el sistema de transmisión poco robusto que tenemos actualmente genera una distorsión en los precios, aumentando los riesgos de las empresas, más aún cuando hay un punto en el sistema eléctrico desde donde se inyecta energía, pero hay 29 puntos de retiro a un precio que no se conoce y eso hay que proyectarlo, lo que es difícil con una transmisión estrecha. Además este mismo efecto se traduce en el ajuste del precio de venta que se hace, lo que corresponde al factor de modulación que establecen las bases de la licitación y que también implica un riesgo para los oferentes.
¿Cómo ve la situación de las empresas de energía convencional para participar en esta licitación?
Hay un par de generadoras que tienen mucho volumen de energía para poner en esta propuesta y, por lo tanto, van a hacer un esfuerzo importante a nivel de precios, porque aunque tienen plantas operando, esto no es suficiente para poder definir el precio. Estas compañías deben sustentar el crecimiento o la expansión de su negocio con sus nuevas plantas, así que deben hacer una mezcla entre lo que tienen y los nuevos proyectos, y así sustentar con un precio adecuado el futuro de su compañía.
¿Qué perspectivas a futuro ve para los grandes operadores convencionales?
Entre 2019 y 2022, por el fin de contratos, se liberarán 14.720 GWh, de los cuales Endesa y Colbún tienen 11.200 GWh, por lo que en términos simples se podría decir que estas empresas podrían apostar a llevarse entre el 80% a 90% de lo que se está licitando, pero además hay mucho más competidores.
¿Y en qué pie aprecia a los desarrolladores ERNC?
Son muy competitivas y están haciendo un esfuerzo importante, así que la cancha está bastante pareja, pero está difícil hacer un pronóstico de lo que va a pasar.
¿Pero no cree que está complejo el panorama en el sector renovable con los problemas de algunas empresas ERNC a nivel internacional?
Eso es una realidad. La verdad es que son riesgos del negocio y estas compañías han tenido problemas fuera de Chile en acceso al financiamiento y de capital de trabajo que ha influido en la situación particular de nuestro mercado. Ahora, para el proceso licitatorio, la CNE está haciendo esfuerzos por generar condiciones que minimicen los riesgos especulativos o que se presenten empresas que no tengan suficientes espaldas.
¿Es pensable que en el futuro las empresas convencionales puedan absorber proyectos renovables y así tener un mix de generación?
Creo que está la oportunidad para eso y probablemente está empezando a ocurrir. Se van a producir fusiones y adquisiciones y en los próximos dos o tres años eso es lo que vamos a ver.
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