“Soy un emprendedor. Partí el 2009 con una central, porque confié en el sistema. Hoy tengo siete centrales y estoy muy asustado, porque no veo retribución económica. Invertí toda mi plata y me cambiaron las reglas del juego a favor de las grandes compañías”. Así, alerta Bautista Bosch, dueño de Enerbosch, la situación de “peligro” en la que se encuentra él y varios empresarios ligados al negocio eléctrico.

Si en un comienzo el pago que recibía por vender su energía en el mercado spot era de US$ 120 o 150 por MWh, incluso con peaks de US$ 200, el año pasado este valor descendió 32%. Incluso en junio pasado le llegaron a pagar US$ 40 por MWh, cuando el costo de inversión es cercano a los US$ 60. La fuerte baja, según él, está ligada a los contratos firmados por las GNL —cuyos principales actores son Colbún y AES Gener— para abastecerse de gas. “El gobierno está favoreciendo a las grandes compañías en desmedro de las pequeñas”, dispara.

El diagnóstico no es aislado. Una veintena de mini hidros —agrupadas en la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec)— acusan estar en la misma situación y ya evalúan sus inversiones. En la vereda del frente, el ministro de Energía, Máximo Pacheco, les resta peso a las denuncias. Asegura que el negocio sigue siendo atractivo y que la meta impuesta por el gobierno de 100 mini hidros nuevas al 2018 podría incluso ser superada.

DISPUTA POR CONTRATOS

En mayo de 2015 sonaron las alarmas. Varios pequeños empresarios se percataron de que, más allá de si llovía o no, los dineros que recibían por inyectar su energía seguían bajando.

En Chile, la energía se inyecta al sistema dependiendo de su costo de producción: las más baratas salen primero. En ese escenario, las centrales de pasada (donde están las minihidros) llevan la delantera, porque su costo de producción es cero. Luego sale el carbón, las centrales de embalse, el gas natural (GNL) y finalmente el diésel, que es lo más costoso de producir. A todos los participantes se les paga el costo de la última unidad ingresada (costo marginal). Mientras más alto sea ese valor, mayor es el pago.

Bosch cuenta que el GNL, que tradicionalmente había tenido un valor promedio de US$ 90 por MWh, aparecía marcando las puntas a la mitad: US$ 45. Fue tal la baja que varios desarrolladores llamaron a Apemec para alertarlos de la extraña situación.

“Hoy tengo siete centrales y estoy muy asustado, porque no veo retribución económica. Invertí toda mi plata y me cambiaron las reglas del juego a favor de las grandes compañías”, alerta Bautista Bosch, dueño de Enerbosch.

Los dardos apuntaron a los llamados contratos take or pay: contratos que en 2009 —tras el corte del gas enviado por Argentina— empezaron a firmar las empresas generadoras de GNL con proveedores de gas para abastecerse. La característica de estos es que son inflexibles: el gas se compra y debe usarse. Dada esa condición, el CDEC — Centro de Despacho Económico de Carga—, organismo que coordina el sistema— les asignó costo cero, al igual que una central de pasada. El problema está en que mientras mayor es la energía que se despacha a costo cero, menor tiende a ser el costo marginal de la última unidad, señalan en el sector.

Esto no causó conflicto hasta 2015. Las minihidros nunca se percataron de que el gas estaba siendo despachado a ese costo, porque la demanda seguía alta y sus entradas no variaron. Pero el aumento en la oferta golpeó los costos marginales y las alarmas se encendieron de inmediato.

“Nunca se habían visto costos marginales tan bajos, al nivel de cero en ciertas horas del día. Era como vender papas a $ 0 y eso llamó la atención. Estudiando el tema salió esto de que había declaraciones de gas natural a US$ 0, lo cual es raro y nos afecta mucho”, relata Daniel Celis, gerente de Energía de Carrán, que tiene la mini hidro Doña Hilda.

Bosch refuerza la idea: “Lo que los GNL quieren es asegurar el despacho para consumir el gas que compraron. El tema es que yo hice una inversión, pensando en que los precios marginales iban a dar US$ 70-80 MWh y ahora me cambian las condiciones. La temática de decir valor cero take or pay va en desmedro de los pequeños y medianos generadores”.

El socio director de la firma de asesoría eléctrica Asinglobal, Fernando Araya, reconoce también la problemática: “En el gas existe la decisión de compra de un privado que indudablemente va a afectar el costo marginal, lo que distorsiona, porque el precio del gas en condiciones normales no es cero”.

Para Andrés Salgado, director técnico ejecutivo del CDEC-SIC, la mirada es distinta. Señala que los costos marginales han variado porque sólo en 2015 ingresaron 23 proyectos nuevos, generando mayor oferta versus una demanda prácticamente inalterable. A esto se suma que los precios de los combustibles han caído.

Colbún subraya, de hecho, que los take or pay no están influyendo en el costo marginal, ya que vienen desde hace años y responden a la estructura que tiene la industria de GNL a nivel global. “Los altos niveles de inversión que comprometen los productores de GNL requieren una estabilidad en los flujos y toda la logística asociada exige que el gas sea consumido. La capacidad de almacenamiento es limitada”. AES Gener y Endesa declinaron referirse al tema, aunque el ministro Pacheco reforzó la misma idea: “La rentabilidad del negocio de las minihidro no tiene nada que ver con el take or pay”.

EL GOLPE DE LOS TAKE OR PAY

Qué Pasa accedió a un estudio que encargó Apemec a la consultora Antuko, el cual determinó el impacto del GNL de take or pay sobre la operación comercial del SIC entre los meses de julio y septiembre de 2015. El reporte concluyó que, eliminando el GNL que utiliza ese tipo de contratos, los costos marginales aumentarían un 20% en promedio. Incluso evidenció que hay semanas donde la baja en ingresos de las minihidros a raíz de estos contratos llegaría al 49%. “Al declarar su costo variable de combustible igual a cero, la generación en base a GNL de take or pay no sigue las reglas de mercado e implica una alteración sobre la operación económica del SIC, quitándole oportunidad de generación e ingresos a las fuentes más eficientes que el GNL, como la generación hidráulica”, concluye el estudio.

La Fiscalía Nacional Económica ya está investigando los contratos y Apemec les remitiría este estudio prontamente. Fuentes del sector aseguran que, el año pasado, la autoridad inició una investigación de oficio respecto a la industria del gas. “La FNE nos ha pedido bastante información con mucho detalle, particularmente respecto a la información de gas natural de las empresas”, revela Andrés Salgado del CDEC-SIC. Consultados en la Fiscalía aseguraron no comentar casos que puedan eventualmente estar siendo investigados.

La disputa de las minihidros no sólo se ha reducido al ámbito empresarial. La problemática del despacho se ha revisado en varias instancias. Salgado reconoce que en mayo el directorio acordó que sean las propias empresas las que informen al CDEC que su costo de despacho es cero, y no como era antes, que el organismo de manera automática les daba ese valor y los ponía en la base. “Es un tema formal para que quede todo bastante transparente y que sean los actores quienes acrediten que su contrato es inflexible”.

El ministro Pacheco da un paso más y enfatiza que el GNL no se despachará a costo cero. “El CDEC tiene hoy una norma mucho más clara que reconoce que el gas no estará a costo fijo. El costo del take or pay va a ser considerado costo variable, lo que implica que se le va a poner un precio en función de si se firmó este mes o no, etc. No se va a poner en la base. No será cero”.

En Colbún afirman desconocer ese escenario. Por el contrario, explican que la CNE —tras meses de trabajo— despachó un procedimiento de operación que está para observaciones donde contempla expresamente que las plantas de GNL que tengan contratos de suministro inflexible deberán ser consideradas para efectos del cálculo de costo marginal con un costo variable igual a cero. Es más, el 17 de junio, la CNE aprobó un reglamento donde reconoce la existencia de contratos bajo la modalidad take or pay, formalizando y regulando estos acuerdos.

El problema para las minihidro, dicen varios actores del mercado, es que ellas se nutren hoy del mercado spot, donde impactan, a su juicio, los take or pay. Sólo algunas tienen contratos con clientes libres, como mineras, que les garantizan un precio fijo. El resto se mueve al baile de los costos marginales.

MINISTRO PACHECO: “HOY LOS PRECIOS SON MÁS REALES”

“Cuando asumí había 55 minihidros en Chile. Nuestro compromiso fue sumar 100 más y hoy nos estamos acercando a las 155. Las minihidros están en un momento de gran desarrollo e impulso”. Dado este escenario, al ministro de Energía, Máximo Pacheco, le cuesta creer que exista molestia desde las pequeñas centrales y que las inversiones estén realmente en juego. Señala que nunca le han hablado de las dificultades generadas por los contratos take or pay, aunque sí reconoce que el escenario cambió. “Hoy día ser empresario en este sector obliga a entender que las cosas están cambiando, están apareciendo nuevos actores, nuevas tecnologías, nueva institucionalidad.

Hay un proceso de transformación ocurriendo y es bueno que así sea. Antes no había competencia”. Y añade: “Hoy los precios son mucho más reales. No le habría recomendado a nadie meterse en el negocio cuando el costo marginal era US$ 180, porque no era sostenible”.

“Hoy día ser empresario en este sector obliga a entender que las cosas están cambiando, están apareciendo nuevos actores, nuevas tecnologías, nueva institucionalidad. Hay un proceso de transformación ocurriendo y es bueno que así sea”, señala el ministro de Energía, Máximo Pacheco.

Las transformaciones expuestas sí están haciendo que varios actores se replanteen el negocio. Al interior de Invercap dicen tener en venta cerca de tres minihidros que administra su filial EPA. Contactada la compañía, declinaron dar una visión oficial respecto a sus negocios, aunque en sus balances recalcan que los bajos precios de la energía y el menor crecimiento económico están haciendo que las empresas revalúen sus proyectos.

Pulsó publicó, en abril pasado, que Endesa había optado por descartar tres proyectos de minihidros por razones de mercado. “Hoy estamos evaluando las inversiones. Con valores bajos, bastante cercanos al costo de desarrollo del proyecto, US$ 40-50 por MWh obviamente que estamos repensando si va o no el proyecto”, refuerza Daniel Celis, de Carrán.

Los bancos tampoco están tan disponibles para prestar recursos como antes. “Los costos marginales han bajado, por lo que el acceso al financiamiento se ha vuelto complejo”, indica el gerente general de Apemec, Rafael Loyola. Hoy la solución para las minihidros pasa por generar contratos a largo plazo, denominados PPA, que les permitan un precio fijo y más alto. El sistema, de hecho, se sustenta en contratos y el mercado spot se piensa sólo para la venta o compra del remanente. Sin embargo, en el sector denuncian que hoy la gran mayoría de las minihidros no tienen las condiciones para generar PPA. “No tenemos ninguna capacidad de poder hacer contratos con clientes finales, porque ofrecemos bloques de energía muy chicos”, señala Celis. El problema mayor, en todo caso, es que en el verano, sin lluvia, no podrían cumplir los compromisos.

Por eso, Apemec está proponiendo la posibilidad de que se les permita ofertar bloques mensuales de energía en las futuras licitaciones, cosa que no existe hoy.

En los últimos cinco años, no hay ninguna minihidro que se haya llevado alguna tajada en esos procesos, dicen en la industria. “En las minihidros es complicado buscar contratos de bloques por la generación dispar durante el año, pues no hay un espacio claro para participar en los contratos de las licitaciones de suministro”, señaló el gerente general de Besalco Energía Renovable, José Ignacio Lois, en el marco de ExpoApemec 2016.

En el intertanto las minihidros piden ayuda. Dicen que en Europa el gran desarrollo que ha tenido el sector pasa por subsidios estatales. Algo similar les permitiría mejorar su viabilidad, o al menos tener algún mecanismo que los ayude a tener precios más altos y estables.

Pero el ministro Pacheco se cierra a esa posibilidad. “La gracia de Chile es que tenemos todas las ERNC despegando y desarrollándose sin subsidio, no estamos pensando incorporarlos”.

Hoy las minihidro deben ajustarse al nuevo escenario. Aunque esperan ser blindadas, para que los efectos de la baja en sus ingresos no les siga aguando el negocio.