Grandes actores pierden en histórica subasta eléctrica chilena

La última subasta chilena de suministro eléctrico hizo noticia en el mundo por el volumen contratado de energía renovable y las bajas tarifas obtenidas.

Proyectos de energía renovable no convencional por el equivalente a 2GW de potencia se quedaron con más de la mitad de los 12.430GWh anuales en oferta, distribuidos en distintos bloques de suministro, según la Asociación Chilena de Energías Renovables Alternativas (Acera).

Cabe también enumerar las generadoras que no lograron contratos.

Los grandes actores locales AES Gener, Engie Energía Chile, Colbún y Pacific Hydro, además de la petrolera nacional Enap, no pudieron hacerse con acuerdos de compra de energía.

Es más, los precios en esta licitación promediaron los US$47,6/MWh, 63% por debajo de los de la subasta de 2013, en la que sobrepasaron los US$130/MWh.

Ambos factores no constituyen un buen augurio para Colbún, que cuenta con 4.000GWh en contratos de suministro que expirarán en 2021, según una nota de investigación de Fitch Ratings publicada esta semana antes de conocerse los resultados.

La agencia estima que el desequilibrio de Colbún en su posición contractual de largo plazo podría deteriorar su perfil creditico.

Si Colbún no logra renovar esos compromisos, tendrá que depender del volátil mercado spot chileno, rehuido por la banca y las generadoras en los últimos dos años.

Gener, por su parte, tiene menor flexibilidad para resistir los menores márgenes derivados de precios potencialmente más bajos dados sus altos costos de generación, advierte Fitch. Además, AES Gener continúa en una etapa intensiva de inversión que, sumado a una estructura de capital muy arriesgada, reduce su tolerancia a los menores márgenes.

La subasta captó 84 ofertas por un total de 85.000GWh anuales, de los cuales la mitad consiste en nuevos proyectos. La otra mitad correspondería a plantas ya operativas.

La Comisión Nacional de Energía de Chile lanzará otra licitación por 3.800GWh anuales a fines de 2016, una segunda de 7.200GWh anuales en 2017 y una tercera de 8.900GWh anuales en 2018. Los contratos de estos tres procesos entrarían en vigencia respectivamente en 2023, 2024 y 2025.