Prevén complejo cuadro en licitaciones de suministro por alto costo marginal

El concurso fallido de CGE Distribución es un ejemplo de lo que ocurrirá en el mercado, dicen los expertos.

La falta de nuevas centrales de bajo costo ha puesto en aprietos a las generadoras, elevando el precio spot, contrario a los bajos techos que tienen estos procesos. Otros creen que las compañías buscan vender a costo marginal, para conseguir más ingresos.

Por Miguel Bermeo/Jimena Catrón, Diario Financiero.

La segunda declaración desierta del contrato de CGE Distribución hace unas semanas –por el suministro que tenía contratado con Campanario- dejó en evidencia el poco interés, acusan algunos, que tienen las generadoras en los concursos de las distribuidoras.

Y aunque hay diversas versiones de por qué está ocurriendo ello, la mayoría apunta a un mismo factor: el costo marginal.

Saesa, otro damnificado de Campanario, logró zafar de esta situación en abril, luego de que Endesa fuera el único que participó de la licitación, como “una señal política de compromiso con el país”, dicen entendidos.

La razón detrás

Una alta fuente de la industria generadora señala que la razón por la que no participan de estos procesos, es porque “no tienen energía propia para vender, por lo que para abastecer un nuevo contrato tendrían que comprar a costo marginal, que es más caro que el precio máximo del contrato. Es la consecuencia de que no hay nuevas centrales a costo competitivo, y será cada vez peor”, augura.

Los datos públicos parecen refrendar este gris escenario. La Comisión Nacional de Energía, en su informe de interconexión SING-SIC, anticipa un crecimiento de la demanda promedio de 6% desde este año y hasta 2020. En cambio, el aumento de la oferta es limitado. Así por ejemplo, para los próximos meses, se espera la entrada de unos 900 MW con centrales que llevan retrasadas: Santa María, Bocamina 2 y Campiche.

Esto, mientras el mercado deberá servir algunos contratos, como el de CGE que debería ir por su tercer intento y otro de CGE que tiene hoy con Endesa que termina en 2014. Ni hablar de qué ocurrirá desde el año 2020 en adelante, cuando varios contratos que suman 32.209 GWh venzan en 2019 y con grandes proyectos de generación entrampados, como Castilla. Todo ello sin considerar la demanda de los clientes libres.

Hugh Rudnik, de Systep, dice que lo que ocurre “es una percepción de las dificultades de nueva generación al mercado, en el sentido de que vemos que varios proyectos están parados (…). El crecimiento de la demanda implica que debe entrar nueva capacidad, y esa nueva capacidad de base no se ve claramente de dónde va a salir. Estoy convencido de que no nos faltará energía, hay suficiente generación diésel –carísima, mala e ineficiente- que no nos debería llevar a una falta de energía, pero energía de base económica y barata no se ve que esté ingresando”.

Para René Muga, de la Asociación de Generadoras, lo que ocurre con CGE “es un reflejo de la incertidumbre que hay en el mercado, desde el punto de vista de los compromisos que asumen de tiempos tan largo de 12 a 15 años que duran las licitaciones y cómo se va ir ampliando la oferta de generación en próximos años. Hoy no hay ninguna central que esté comenzando a construir y, por eso, malamente se podrían comprometer a un contrato de tan largo plazo”.

La apuesta por el marginal

Francisco Aguirre, de Electroconsultores, señala que “hay capacidad instalada en el sistema. La demanda alcanza unos 7.000 MW, mientras que hay instalados casi 13 mil MW. Entonces la pregunta es qué tipo de máquinas tienen algunas empresas que no quieren comercializar, que no pueden comprometerla en estos contratos de suministros. Hay una cantidad de máquinas diésel que no está haciendo el negocio de comercialización”.

Según datos de Central Energía, poco más de 14% de la potencia bruta instalada es derivada del petróleo, la que generalmente no es considerada como energía base, sino como respaldo por sus altos costos.

Entonces, el punto, aseguran varios expertos, es el atractivo costo marginal que reina en el SIC actualmente, que hace mucho más rentable vender la energía a US$ 164,2/MW, como promedia en lo que va del mes, contra los US$ 129/MW que fue el valor máximo que establecía la licitación de CGE, aunque con una cláusula de indexación a marginal.

“No todo el tema es falta de capacidad, sino que puede algunas empresas se sientan insatisfechas con los precios (…). Es conocido que en la medida en que las licitaciones se declaren desiertas, la autoridad puede subir el precio hasta en un 15% en cada ocasión en que tenga que hacer el ejercicio. Entonces, la pregunta es ¿en cuál de las situaciones estamos? La respuesta es que hay empresas que quieren capturar precios más altos”, añade Aguirre.

De hecho, para la segunda licitación de CGE Distribución el gobierno consideró subir el precio máximo del contrato, lo que finalmente no hizo, mientras que la compañía optó por poner una cláusula de indexación al marginal, tratando de volver más atractiva la oferta.

Rudnik no cree que exista una presión desde las generadoras, sino que éstas “ven donde está su mejor negocio, vender a clientes libres o al mercado spot. En la medida en que tengan techos, es más atractivo vender en mercado spot”.