GENERACION ELECTRICA EN CHILE: NUEVAS SEÑALES DE MERCADO E IMPORTANTES DESAFIOS

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1 ARTICULO GENERACION ELECTRICA EN CHILE: NUEVAS SEÑALES DE MERCADO E IMPORTANTES DESAFIOS Producto de las restricciones impuestas en Argentina para la exportación de gas natural hacia Chile, en junio de 2004, Feller Rate publicó un informe 1 sobre la situación de abastecimiento de gas natural y sus implicancias para empresas clasificadas por Feller Rate. En esa fecha se realizaron ajustes a las clasificaciones de algunas compañías de generación eléctrica, afectadas por la mayor importancia que tomó la dependencia del abastecimiento de gas natural como factor de riesgo, así como por la mayor incertidumbre respecto de sus futuros costos de operación. Posteriormente, en septiembre de 2004, Feller Rate publicó un nuevo artículo sobre la industria 2. Éste planteó la expectativa de que, para disponer de un sistema más seguro y eficiente, se podrían establecer señales de precios e incentivos normativos que reflejaran de mejor manera las condiciones de mercado y derivaran en adecuadas y oportunas decisiones de inversión y operación en el sector generación. A continuación, se presenta una actualización del panorama del sector de generación eléctrica en Chile, que se ha visto influenciado de manera relevante tras la introducción de nuevos cambios normativos a través de la denominada Ley Corta II, vigente desde mayo de HIDROLOGIA Y RIESGOS El riesgo hidrológico es inherente al Sistema Interconectado Central (SIC). Éste expone al sistema a enfrentar mayores costos de generación eléctrica en años menos húmedos y a un posible déficit de oferta y racionamiento del consumo en un escenario de sequía. Esto es razonable ya que no es económicamente eficiente mantener respaldo térmico del parque hidroeléctrico necesario para cubrir hasta los años más secos, debido a que habría mucha capacidad ociosa durante la mayor parte del tiempo. La incorporación de centrales a gas natural a partir de 1997 incrementó la participación del parque térmico en la capacidad de generación del sistema. Los atributos del gas natural como insumo «de abastecimiento seguro», en comparación con el insumo «de abastecimiento variable» agua, y sus costos de operación claramente favorables respecto del carbón y diesel también insumos «de abastecimiento seguros», pero con precios más inestables y menos competitivos derivaron durante el período en importantes inversiones en centrales generadoras a gas natural y en significativas bajas de los costos y precios en el sistema. Entre los períodos previo y posterior a la utilización de gas natural, el precio de nudo monómico en el SIC se redujo entre 30% a 35%. En la actualidad, las centrales hidroeléctricas mantienen su prevalencia en el Sistema Interconectado Central. En efecto, aproximadamente un 59% de la potencia instalada en el SIC corresponde a centrales hidroeléctricas; un 22%, a centrales a gas natural 3 ; un 12%, a centrales a carbón; y el resto, a centrales diesel y otros tipos de centrales térmicas de menor importancia. Con esta capacidad instalada, en un año muy húmedo más de un 90% de la demanda de energía podría ser satisfecha con generación hidroeléctrica. En un año promedio, esta última podría abastecer del orden de 65% a 70% de lo requerido, mientras que en un año muy seco, cubriría sólo cerca de un 30% a 35% de las necesidades. Esta situación no es muy distinta a la que se se observaba en años anteriores. El principal riesgo del sistema continúa siendo hidrológico; no obstante, registra efectos en costos más altos e inciertos, dependiendo de la disponibilidad de gas natural. A partir de los problemas de abastecimiento de gas natural desde Argentina, en un escenario no previsto dada la existencia de protocolos entre gobiernos y contratos entre privados, el sistema ha estado expuesto a importantes incrementos de costos. Lo anterior, producto de la necesidad de sustituir operaciones de generación a gas natural por la de combustibles menos eficientes. Por otra parte, los cortes de gas natural surgieron en un momento en que la brecha de seguridad del sistema se ha estrechado, debido a que la demanda ha crecido a tasas superiores a las que lo ha hecho la capacidad de generación máxima instalada. El factor de incertidumbre asociado al gas natural ha obligado a modificar los planes de desarrollo y los proyectos de inversión en el sector, que antes estaban fuertemente sustentados en dicho combustible como tecnología básica de expansión. Por ello, es de gran importancia que a la brevedad se reestablezcan iniciativas de inversión, de manera que anualmente se incorporen, en promedio, al menos 400 MW de capacidad de generación, necesarios para cubrir un crecimiento de la demanda del orden de 6% al 8% anual. Considerando el plazo requerido para la construcción de centrales de tamaños relevantes, con la actual capacidad instalada, se prevé que el SIC podría presentar niveles ajustados de cobertura de la capacidad de producción anual sobre la demanda esperada, si durante el período las hidrologías son más secas que el promedio. No obstante, esto puede ser contrarrestado con la acumulación de reservas de 1. Ver «Implicancias de los problemas de abastecimiento de gas natural», junio de 2004, disponible en 2. Ver «La industria eléctrica en Chile: diversificando la matriz energética», septiembre de 2004, disponible en 3. La mayor parte tiene capacidad dual de operación, usando diesel en reemplazo de gas. FELLER RATE VISION DE RIESGO Agosto

2 agua en años húmedos principalmente en el embalse interanual del lago Laja y con la instalación de turbinas de generación destinadas a cubrir niveles «peak» de requerimiento de energía. Por último, en un escenario extremo, ante una inminente posibilidad de déficit, es factible instalar con razonable anticipación capacidad adicional transitoria, tal como ocurrió con las turbinas de emergencia, por un total de 450 MW, que instaló Endesa en el período de sequía de Durante la mayor parte del primer semestre de 2005, la energía almacenada en embalses estuvo por debajo de lo registrado en años recientes. Sin embargo, debido a condiciones hidrológicas favorables a partir de fines de mayo de 2005, las reservas se han recuperado. A julio de 2005, alcanzan un nivel superior al del mismo periodo de 2004 y con buenas perspectivas de incrementarse, debido a que el año hidrológico aún se encuentra en plena temporada de lluvias y acumulación de nieve. El único proyecto actualmente en construcción es la central Candelaria, de 250 MW de capacidad, dual gas-diesel, de propiedad de Colbún, que se espera esté disponible durante el segundo semestre de La construcción de una central a carbón o ciclo combinado que pueda ser abastecida con un proyecto de gas natural licuado del orden de 400 MW debiera demorar de 2 a 3 años. No obstante, se prevé que en ese período podrían ser incorporadas turbinas de respaldo para cubrir niveles «peak» de requerimiento de energía, que pueden ser despachadas en momentos de mayor estrechez del sistema y, por ende, con altos precios spot. Se estima que, con la renta de la potencia instalada, turbinas a gas-diesel de 50 MW a 150 MW son factibles económicamente, tal como las centrales Antilhue y Coronel introducidas en 2005 por Cenelca y PSEG, respectivamente. Alternativamente, se puede considerar centrales hidroeléctricas de pasada de bajo tamaño, con similares capacidades a las mencionadas turbinas térmicas. SITUACION DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL ARGENTINO Tras la pesificación y el congelamiento de los precios internos regulados del gas natural durante 2002 en Argentina, ese mercado presentó un creciente desequilibrio entre oferta y demanda. La distorsionada señal de precios generó un fuerte aumento del consumo, a la vez que desincentivó la realización de nuevas inversiones en mayor capacidad de producción y transporte del combustible. Con el propósito de manejar el problema de suministro interno, en marzo de 2004, el gobierno argentino intervino el funcionamiento del mercado de gas natural, introduciendo un importante factor de incertidumbre a la situación de abastecimiento hacia Chile. A partir de esa fecha, mediante la Resolución 265 y la Disposición 27, se suspendió indefinidamente la entrega de nuevos permisos de exportación 4 y se estableció un programa de cortes sobre la producción y transporte de gas natural destinado a exportación. Bajo dicho programa, independiente de las capacidades operacionales para poder redirigir el gas hacia el consumo interno, cada cliente de exportación estaba limitado a no sobrepasar su demanda del año anterior. Hasta mediados de junio de 2004, los cortes de gas que afectaron al SIC alcanzaron niveles del orden del 40% de los requerimientos efectivos. En esa fecha, se introdujo la Resolución 659, que Gráfico 1: Reservas de Energía en Embalses del SIC Energía Embalsada SIC (GWh) Prom Ingresa Ralco Ene 1-Feb 1-Mar 1-Abr 1-May 1-Jun 1-Jul 1-Ago 1-Sep 1-Oct 1-Nov 1-Dic Prom Fuente: CNE 4. De las centrales operativas, sólo Tal-Tal no posee permiso de exportación suficiente, disponiendo de autorización para abastecer sólo la mitad de sus requerimientos. Nehuenco II posee contrato de transporte de gas interrumpible. 2 FELLER RATE VISION DE RIESGO Agosto 2005

3 Gráfico 2: Niveles de Cortes Efectivos de Gas sobre Requerimientos Normales en el SIC 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 05-May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul-05 Nota: No se consideran restricciones las originadas por contratos interrumpibles de transporte (Nehuenco II) o falta de permiso de exportación (Tal-Tal II). Fuente: CNE flexibilizó la administración de los cortes de gas para exportación, acotándolos a la asignación de órdenes hacia los productores de redireccionar el gas suficiente para cubrir la demanda interna, siempre que estos cortes fueran efectivamente útiles para el consumo local. El productor puede cumplir la orden de redirección aumentando su producción o reduciendo exportaciones. Además, se dejaron sin efecto las limitaciones individuales asignadas por cliente de exportación. En este nuevo esquema, entre julio y agosto de 2004 la magnitud de los cortes se redujo de manera notable. Durante el resto de ese año, de octubre a diciembre, el abastecimiento de gas para el SIC mejoró considerablemente, debido a que es entre mayo y agosto cuando la demanda interna en Argentina alcanza sus máximos, mientras que a partir de octubre los niveles tienden a ajustarse de forma significativa. En invierno se producen fuertes incrementos de demanda de gas natural en Argentina por necesidades de calefacción y consumo de energía eléctrica, acentuando los descalces en el mercado del combustible. También influyen factores climáticos, como el nivel de temperaturas medias y de precipitaciones, así como la capacidad hidroeléctrica disponible para generar energía. Durante 2005, los cortes de gas en el SIC se han incrementado respecto al año anterior, tanto en sus niveles máximos como en su persistencia en el tiempo, alcanzando una restricción promedio significativamente superior a la observada en En efecto, en el SIC la disponibilidad efectiva promedio en el año 2005 ha sido de 4,5 millones a 5 millones de m 3 diarios, y los mínimos, del orden de 2 millones de m 3 diarios. Pese a que en el primer trimestre la producción argentina fue afectada por labores de mantención no recurrentes, el alza en las restricciones obedece principalmente a mayores requerimientos de consumo local. Cabe señalar que las órdenes de redirección emitidas en Argentina, respecto del gas demandado por el SIC, son persistentemente superiores a los cortes efectivos. Lo anterior se debe a que, por una parte, en períodos «peak» de demanda interna en Argentina existen limitaciones en la capacidad de transporte para redireccionar la producción hacia los centros de consumo. Por otra parte, los productores de gas natural en Argentina han dispuesto de flexibilidad para reemplazar el gas redireccionado con cantidades equivalentes de energía u otros combustibles alternativos utilizables por consumidores locales, tales como carbón, diesel o fuel oil, pudiendo cumplir la orden de redirección incluso con gas natural comprado a otro productor en el mercado spot. Estas operaciones, denominadas «swaps», han permitido que las empresas generadoras chilenas contrarresten parcialmente las órdenes de cortes, obteniendo mayor disponibilidad de gas a cambio de cubrir costos adicionales. En mayo de 2005, la autoridad argentina emitió la Resolución 752. Esta, en términos generales, está orientada a modificar los esquemas de comercialización de gas natural en el mercado mayorista argentino, introduciendo el uso de un sistema de asignaciones o licitaciones de ofertas irrevocables, tanto de compra como de venta, mediante acuerdos a término, de largo plazo y con volúmenes y precios establecidos. De prosperar el uso de este sistema, que enfrenta dificultades debido a la exigencia de fuertes compromisos de largo plazo para los agentes del mercado, eventualmente podrían generarse restricciones a la utilización del mecanismo de «swaps» en beneficio de los requerimientos de exportación. No obstante, a la fecha, la factibilidad de realizar estás operaciones «swaps» no se ha visto afectada y las autoridades chilenas han informado que la esta normativa no tendría nuevos efectos potenciales en el abastecimiento de gas natural hacia Chile, respecto de los actualmente establecidos. FELLER RATE VISION DE RIESGO Agosto

4 En Argentina, algunas medidas gubernamentales han permitido reducir la falta de gas. Entre otras, cabe señalar: la importación de gas desde Bolivia, la importación de fuel oil para generación eléctrica, la importación de energía eléctrica desde Brasil y la búsqueda de acuerdos para aumentar la capacidad de transporte interno de gas natural. En el largo plazo, la solución para el mercado argentino de gas natural debiera provenir de un marco institucional más estable para la industria, así como de una recuperación de los precios internos a niveles de mercado, que incentiven la realización de inversiones y ajusten el comportamiento de la demanda. Existe un acuerdo entre las autoridades y los productores argentinos para aplicar un proceso escalonado de aumento de los precios, que ha avanzado en alguna medida sólo a nivel del mercado industrial. No obstante, las inversiones de exploración, extracción y de transporte de gas natural son proyectos de largo plazo que requieren importantes recursos financieros. Por lo anterior, se espera que las medidas restrictivas a la exportación del combustible se apliquen durante un extenso horizonte de tiempo. El gobierno argentino ha mostrado interés en desarrollar mecanismos que faciliten el financiamiento de inversiones en mayor capacidad de producción y transporte de gas natural, tratando de enfrentar uno de los principales problemas del sector y de contrarrestar la falta de iniciativas privadas. En el caso que eventuales ampliaciones en la capacidad de transporte de gas natural, desde zonas productivas exportadoras hacia los grandes centros de consumo interno, no fueran proporcionalmente acompañadas de mayor producción, la situación de abastecimiento de gas hacia Chile podría debilitarse de manera adicional en los próximos años. No obstante, el financiamiento y la factibilidad económica de estos proyectos son aspectos limitantes. Respecto a los niveles de abastecimiento de gas natural argentino para el SIC, se prevé que la disponibilidad efectiva podría mantenerse, en relación al año 2005, sin grandes bajas durante los meses de primavera y verano, pero podría estar sujeta a reducciones adicionales relevantes en el período de otoño e invierno. Sin embargo, un escenario de corte total se considera de baja probabilidad. SITUACION EN COSTOS Y PRECIOS DEL SIC Para las generadoras eléctricas, la importancia del abastecimiento de gas natural como factor de riesgo depende principalmente de la composición de su capacidad instalada de generación y del nivel de contratación de sus ventas. Esto último, se refiere a cuánto de su capacidad de generación está comprometida para cubrir contratos de largo plazo a precios regulados y libres. Se encuentran en una mejor posición relativa, aquellas empresas generadoras con una producción más diversificada y con una capacidad de generación a costos de caja competitivos menos relacionada al uso de gas natural. Asimismo, una política comercial más conservadora, que disponga de mayor capacidad no comprometida con ventas al mercado spot, permite disponer de holguras y flexibilidad para respaldar ventas contratadas sin incurrir en mayores costos o, incluso, incrementar ingresos aprovechando ventas a mejores precios en el mercado spot. Producto del esquema de tarifas 5 utilizado en los contratos de venta, tanto para clientes regulados como libres, se podía esperar que los costos de generación fueran muy sensibles a los problemas de abastecimiento de gas natural, insumo considerado hasta antes de las restricciones como seguro y con costos estables y competitivos, pero los precios para ventas contratadas tendieron a ser más estables. En un contexto de cortes de gas en el sistema eléctrico, las empresas generadoras están expuestas a potenciales mayores costos, que pueden afectar los márgenes de servir contratos de venta de largo plazo. El uso de generación térmica alternativa al gas natural (carbón y diesel) puede impactarlas, ya sea a través de mayores costos directos de generación propia o producto de compras a otros generadores en el mercado spot a precios equivalentes al costo marginal de producción. Suponiendo un mismo nivel de aporte de las centrales hidroeléctricas, al aumentar los déficit sobre los requerimientos normales de gas el precio spot tiende a incrementarse, debido a que el sistema eléctrico opera requiriendo la inyección de energía producida por centrales térmicas que usan combustibles con mayor costo de generación que el gas natural. Como se observa en el gráfico 3, luego de iniciarse los cortes de gas, en marzo de 2004, el precio spot o costo marginal de la energía experimentó un considerable aumento. Desde esa fecha hasta julio de 2004, se mantuvo por encima de los 20 mills/kwh, promedio mensual observado para el año anterior, alcanzando un promedio máximo mensual de 60 mills/kwh. Durante el resto de 2004, el precio recuperó un valor promedio mensual en torno a 20 mills/kwh. Entre enero y mayo de 2005, la combinación de mayores cortes de gas y una hidrología más desfavorable que la de 2004, derivó en significativas alzas del precio spot, que alcanzó hasta un promedio mensual de 150 mills/kwh. No obstante, la importante recuperación en el nivel de reservas en embalses, producto de favorables condiciones hidrológicas, se reflejó en una fuerte baja del costo marginal del sistema en junio de 2005, que recuperó un nivel cercano a los 20 mills/kwh. Luego del inicio de las restricciones de abastecimiento de gas natural, y como contrapartida a un esperado aumento en los costos de generación, el precio regulado para el SIC experimentó un alza a partir de la fijación de abril de En esa fecha, respecto de la fijación anterior de octubre 2003, el precio monómico (precio medio de energía y potencia) en el nudo Alto Jahuel se incrementó desde 35,5 US$/MWh a 42,2 US$/MWh. Posteriormente, mantuvo una leve tendencia al alza hasta abril de 2005, alcanzando a 45,6 US$/MWh. 5. Los clientes regulados (consumos de potencia inferiores a 0,5 MW) atendidos por distribuidoras pagan por la energía una tarifa igual a precio de nudo más valor agregado de distribución (precios regulados de generación y distribución, respectivamente). Los precios de nudo son fijados por el regulador cada 6 meses, estimando un promedio de los costos marginales del sistema proyectados para los siguientes 48 meses, y poseen fórmulas de indexación asociadas a variables como el tipo de cambio y el costo de combustibles. Los clientes de mayor consumo pueden optar a firmar contratos libres con generadores o distribuidores, acordando precios fijos de largo plazo y mecanismos de indexación. Las transferencias entre generadores en el mercado spot se valorizan al costo marginal instantáneo de producción del sistema, que corresponde al costo marginal de la última central en ser despachada según objetivo de minimizar el costo total del sistema. 4 FELLER RATE VISION DE RIESGO Agosto 2005

5 Gráfico 3: Precio Spot de la Energía en el SIC Promedio mensual Ene-01 Mar-01 May-01 Jul-01 Sep-01 Nov-01 Ene-02 Mar-02 May-02 Jul-02 Sep-02 Nov-02 Ene-03 Mar-03 May-03 Jul-03 Sep-03 Nov-03 Ene-04 Mar-04 May-04 Jul-04 Sep-04 Nov-04 Ene-05 Mar-05 May-05 mills/kwh Fuente: CDEC - SIC Costo Marginal (Nudo Cerro Navia 220kV) De acuerdo con la regulación, en cada fijación del precio de nudo, el precio medio teórico se ajusta según una banda asociada al precio medio de mercado, calculado según los precios vigentes en los contratos libres. De esta manera, si está dentro del rango de ±5% respecto del precio de mercado, el precio teórico se fija como precio de nudo definitivo. En el caso que sobrepase dicho rango, el precio teórico se ajusta de forma que el precio de nudo definitivo sea el valor límite de la banda equivalente al precio medio de mercado más o menos 5%. Esta norma definida conceptualmente para darle mayor estabilidad al precio de nudo e incorporar en él las tendencias observadas en el mercado, como una consecuencia no contemplada, ha estado limitando la posibilidad de que los precios de nudo reflejen la fuerte alza de los costos marginales de operación proyectados para el sistema, estimada en un escenario de restricción en el abastecimiento de gas natural 6. Es habitual que los precios estipulados en contratos libres estén indexados a variables volátiles, que inciden en los costos de generación eléctrica (por ejemplo, los precios de los combustibles), pero no que contemplen mecanismos para incorporar una contingencia como la situación del gas y el alza de costos implícitos. Por otra parte, en la inercia de los precios libres también influye el bajo dinamismo de nuevos cierres de contratos en escenarios de incertidumbre. En la fijación de precios de nudo de abril de 2005 para el SIC, el precio medio teórico se estimó en 101,3 US$/MWh, mientras que el precio medio de mercado fue 41,6 US$/MWh, con una diferencia de 143% entre ellos. De acuerdo con la norma vigente a esa fecha, el precio medio teórico ajustado se calculó como el precio medio de mercado más un 5%, que corresponde a 43,7 US$/MWh. Posteriormente, en junio de 2005, con la entrada en vigencia de la nueva normativa (ver apartado sobre Ley Corta II), la Comisión Nacional de Energía (CNE) realizó un ajuste a los precios de nudo fijados en abril De acuerdo con el nuevo esquema, dada la amplia diferencia entre los precios medios básico y teórico en relación al precio medio de mercado, la banda de ajuste respecto del precio de mercado se amplió a un 30% y se aplicó un ajuste positivo igual al límite de la banda. Con ello, el precio medio teórico ajustado se incrementó a 54 US$/MWh, equivalente al precio medio de mercado más un 30%. El precio medio de nudo para consumos regulados en el SIC fijado en junio de 2005, expresado en dólares, involucra alzas de 24% y 59% (21% y 33% en pesos reales) en relación a los precios fijados en abril de 2005 y octubre de , respectivamente. Además, se espera que los precios de nudo se mantengan al menos en el nivel actual. El impacto de esta alza de precios en los ingresos de las empresas generadoras dependerá de la importancia relativa de los clientes regulados en sus ventas totales. En el SIC, cerca de un 55% del consumo de energía corresponde a este tipo de clientes; así, para las generadoras, el aumento de precios contribuye a contrarrestar las alzas de costos derivadas de las restricciones de abastecimiento de gas natural. 6. El plan de obras indicativo utilizado para la fijación de precios de nudo vigentes en el SIC contempla una importante incorporación de capacidad, provista por nuevas centrales a carbón y gas natural licuado (GNL), considerando que este último combustible estará disponible en octubre de El modelo de operación supone que el sistema estará sujeto a restricciones de gas natural desde Argentina y al uso de respaldo térmico de alto costo (diesel). Las restricciones de gas natural argentino son cubiertas a partir de octubre de 2008 con gas natural licuado. El precio del GNL sería del orden del doble del gas natural argentino; mientras que el costo de la energía generada, del orden de un 40% superior al compararla con una operación sin restricción de gas natural. 7. Esta fecha corresponde a la fijación anterior al inicio de las restricciones de gas natural. FELLER RATE VISION DE RIESGO Agosto

6 Gráfico 4: Precio de Energía Clientes Regulados en el SIC - Precio de Nudo Precios de Nudo Abr-94 Oct-94 Abr-95 Oct-95 Abr-96 Oct-96 Abr-97 Oct-97 Abr-98 Oct-98 Abr-99 Oct-99 Abr-00 Oct-00 Abr-01 Oct-01 Abr-02 Oct-02 Abr-03 Oct-03 Abr-04 Oct-04 Abr-05 Fuente: CNE Precio Energía (Nudo Alto Jahuel en Mills/KWh) No obstante, las implicancias que tenga el nuevo escenario de mercado, con restricciones de gas natural, en los resultados financieros de las generadoras dependen de varios factores y de su importancia relativa. Además del alza en sus ventas reguladas producto de la evolución de los precios de nudo fijados cada 6 meses, una empresa puede obtener ingresos adicionales por ventas en el mercado spot, considerando las fuertes alzas que han experimentado los costos marginales promedio y las necesidades de cubrir los «peaks» de demanda. Una posición comercial con menor compromiso de contratos de venta, tanto regulados como libres, favorece la posibilidad de obtener ganancias adicionales, en la medida que la capacidad disponible sea despachada para ventas spot. Esta última situación es especialmente relevante para generadores concentrados en producción hidroeléctrica de bajo costo o térmica (no gas) con costos competitivos. En el caso de los costos, la situación está sujeta a mayor variabilidad, dependiendo de las condiciones de abastecimiento de gas y del escenario hidrológico que se presente. A mayor importancia del gas natural como fuente generadora para una empresa, más alta es su exposición. En el caso de contratos de venta cubiertos con operación de centrales a gas natural, la alternativa de usar capacidad de respaldo a carbón o diesel es significativamente más costosa, especialmente con este último. Las empresas que deben cubrir ventas contratadas con compras en el mercado spot, están expuestas a la mayor variabilidad del costo marginal del sistema; sin embargo, la diferencia de costos puede no ser relevante en períodos de alto uso de capacidad hidráulica en el sistema. En general, disponer de flexibilidad en el nivel de capacidad comprometida en contratos de venta reduce la exposición y puede ser favorable. Los resultados de las empresas generadoras han estado expuestos a desajustes en el margen de ventas, especialmente durante el primer semestre de El desabastecimiento de gas en el sistema ha derivado en importantes alzas del costo de generación, mientras que los precios promedio de venta a clientes tuvieron un comportamiento más estable. Pese a la tendencia al alza experimentada por los precios de nudo para clientes regulados, fijados entre abril de 2004 y abril de 2005, es recién en junio de 2005 cuando éstos fueron ajustados en una proporción relativamente considerable. Esto último, representa un factor significativo. Las generadoras que utilizan gas natural como un importante insumo en su operación, como Eléctrica Santiago (Essa), Colbún y AES Gener (matriz de Essa), han sido comparativamente más afectadas por los mayores costos. No obstante, Colbún y AES Gener presentan posiciones operativas considerablemente más diversificadas. Colbún posee una significativa capacidad de generación hidráulica, equivalente a sus instalaciones térmicas a gas natural, y un endeudamiento bajo con respecto a los niveles de la industria generadora eléctrica. A su vez, AES Gener participa en Chile tanto en el SIC como en el SING 8, es dueña de la empresa de generación eléctrica Chivor en Colombia y su perfil financiero mejoró considerablemente en 2004 tras su reestructuración. Essa depende fuertemente del abastecimiento de gas natural para operar en forma eficiente. Concentra su operación en una central de ciclo combinado con respaldo diesel y, por lo tanto, sus costos están expuestos a una alta variabilidad potencial, relacionada con las condiciones de abastecimiento. En contraposición, la empresa ha mostrado una adecuada capacidad 8. Sistema Interconectado del Norte Grande 6 FELLER RATE VISION DE RIESGO Agosto 2005

7 de gestión operativa para enfrentar la situación, así como disposición para reducir su nivel de contratación de acuerdo a sus posibilidades. Essa, perteneciente al grupo Gener, posee una buena disponibilidad de caja y se espera que sus ingresos mejoren con el alza del precio de nudo. A diferencia de las empresas mencionadas, la operación de Endesa en Chile se ha visto favorecida. Ello, dada su alta capacidad de generación hidroeléctrica con bajos costos de operación, el alza en los precios regulados y su menor exposición a contratos de venta, que le ha permitido tener una importante posición vendedora en el mercado spot 9. Sin embargo, la empresa en Chile continúa siendo dependiente de las condiciones hidrológicas, factor de riesgo que, en parte relevante, es contrarrestado por su política comercial más conservadora de los últimos años. Guacolda, generadora que opera una única planta que utiliza carbón, se ha visto beneficiada por una mejoría en su posición competitiva al disponer de una operación ahora más confiable que la de las que usan gas natural y por el aumento del precio de nudo. Esto le ha permitido enfrentar de mejor manera su exposición a alzas en los costos del carbón, incluyendo las tarifas de transporte del insumo. Feller Rate clasifica a las cinco empresas generadoras eléctricas en el SIC antes mencionadas. Tras el inicio de las restricciones al abastecimiento de gas natural, en junio de 2004, las clasificaciones de dos de ellas, Colbún y Essa, fueron modificadas a la baja y el resto fueron ratificadas. Actualmente, las perspectivas de la clasificación de las cinco empresas son «Estables». La expectativa respecto de las clasificaciones está sustentada, principalmente, en el impacto de la significativa alza en los precios regulados sobre los ingresos de las empresas, sus adecuados niveles de flexibilidad financiera y sus relativamente sanos perfiles de vencimientos de deudas de largo plazo. Además, supone que en el SIC los niveles hidrológicos se mantendrán en rangos normales y que el sector enfrentará de manera satisfactoria los desafíos que impone el desarrollo requerido para el sistema. Con todo, Feller Rate mantiene un monitoreo permanente del escenario hidrológico, del abastecimiento de gas y de la posición de costos de las empresas, aspectos que, en caso de desviarse significativamente del escenario esperado, podrían afectar la clasificación de empresas del sector generador eléctrico. EXPECTATIVAS PARA EL SECTOR ELECTRICO Luego de iniciarse, en el año 2004, los problemas de abastecimiento de gas natural, Feller Rate estimó como indispensable que, a la brevedad y de manera independiente al proceso de normalización de la industria de gas natural en Argentina, en Chile se debía desarrollar un análisis profundo tanto sobre la futura matriz energética como respecto de las alternativas de abastecimiento de gas natural, de manera de reducir riesgos y dar mayor seguridad a los sistemas eléctricos. Feller Rate considera favorable para el sector eléctrico doméstico el nuevo escenario del mercado regulado. Esto, con la expectativa de que los incentivos y condiciones involucrados Cuadro 1. Empresas en el SIC (En millones de pesos de marzo de 2005) Endesa Colbún Guacolda AES Gener ESSA* Clasificación Feller Rate (marzo 2005) A+/Estables A+/Estables A+/Estables BBB+/Estables BBB+/Estables Clasificación Feller Rate (marzo 2004) A+ AA- A+ BBB-/CW Positivo A- Clasificación Standard & Poor s BBB-/Estables - BBB-/Estables BB+/Estables - % Ebitda en Chile año % 100% 100% 74% 100% % Gas natural / Capacidad Chile 14% 52% - 36%** 79% % Hidroeléctrica / Capacidad Chile 81% 48% - 16% - % Térmica no gas / Capacidad Chile 5% - 100% 48% 21% Ingresos totales 12 meses (marzo 2005) Var. Ingresos anual (Mar. 05 / Mar. 04) 14% 23% 11% 12% 12% Ebitda 12 meses (marzo 2005) Var. % Ebitda anual (Mar. 05 / Mar. 04) 9% -9% 29% -8% -25% % Margen Ebitda (Mar. 05 // 12 meses) 52% 42% 32% 35% 18% % Margen Ebitda (Mar. 04 // 12 meses) 55% 56% 27% 43% 27% Ebitda / Gastos financieros (marzo 2005) 2,9 6,5 2,4 2,8 3,3 Deuda Financiera / Ebitda (marzo 2005) 4,1 2,8 5,1 3,7 3,8 % Caja / Deuda Financiera (marzo 2005) 9% 21% 11% 13% 35% * ESSA es 90% propiedad de AES Gener **Incluye a Essa y sólo potencia utilizable de Termoandes 9. El mercado spot ha presentado altos costos marginales promedio. FELLER RATE VISION DE RIESGO Agosto

8 LEY CORTA II En mayo de 2005 entró en vigencia la denominada Ley Corta II (Ley Nº ), que modifica el marco normativo del sector eléctrico. Los cambios que contempla se realizaron con el propósito de mitigar los efectos de las restricciones de gas argentino e incrementar las condiciones de seguridad del suministro de energía, estableciendo mecanismos que permitan que la oferta de energía eléctrica cubra adecuadamente la evolución de la demanda. Los aspectos centrales contenidos en estas modificaciones son: Introducción de un nuevo mecanismo de licitación de contratos de suministro por parte de las distribuidoras, para consumos de clientes regulados a partir de 2009, con condiciones de largo plazo y precio fijo. Este mecanismo contempla un procedimiento de licitación pública que define contratos con plazos extendidos hasta 15 años, con un precio de adjudicación fijo durante el plazo del contrato, pero que puede estar indexado a variables asociadas a los costos del servicio. El precio de adjudicación tiene un límite máximo de 20% sobre el precio de nudo vigente en la primera licitación. Si dicha licitación no es exitosa, el precio máximo puede ampliarse hasta 35%. En todo caso, el valor del suministro sigue siendo un costo completamente traspasado por el distribuidor a los clientes finales. Cambio en el mecanismo de ajuste del precio medio teórico estimado en el proceso de fijación de precios de nudo, ampliando la banda respecto del precio medio de mercado. La banda con que se ajusta el precio medio teórico estimado con la metodología de cálculo de los precios de nudo respecto del precio medio de mercado se amplió desde ±5% a un rango variable, con un máximo de ±30%. La amplitud de la banda es determinada por la magnitud de la diferencia entre el precio medio de nudo básico y el precio medio de mercado. Se elimina la falta de abastecimiento de gas natural importado como fuerza mayor y se imponen derechos de compensación. La nueva normativa señala que las faltas de seguridad y calidad de servicio provocadas por indisposiciones de centrales a consecuencia de restricciones totales o parciales de gas natural proveniente de gasoductos internacionales, no serán calificadas como caso fortuito o de fuerza mayor. Se establece un período de transición, hasta el término del año 2008, durante el cual se compensará a las empresas generadoras que deben abastecer de energía a distribuidoras sin contratos de suministro. Los generadores que deben suministrar energía a distribuidoras que no mantengan contrato para consumos de clientes regulados recibirán pagos valorados a costo marginal, mientras que las distribuidoras seguirán pagando a precio de nudo, traspasado a clientes en sus tarifas. La diferencia entre ambos valores será compensada en contra o a favor de los clientes finales, dependiendo si el costo marginal está por sobre o bajo el precio de nudo. Permite a generadores tomar medidas para reducir consumos. Los generadores podrán convenir con sus clientes reducciones o aumentos temporales de consumos de manera directa o a través de los distribuidores. Se podrán ofrecer o convenir con estos consumidores compensaciones con incentivos económicos. permitan a los distintos actores del sistema, especialmente a los generadores eléctricos, enfrentar adecuadamente los desafíos pendientes. La mayor flexibilidad en el cálculo de los precios regulados para la generación eléctrica permitió incorporar, en mayor medida, el fuerte cambio estructural en el costo de la energía para el sistema y reflejar la nueva situación de mercado. Además, incorpora un cambio gradual desde el actual mecanismo de fijación de precios para clientes regulados, realizado cada 6 meses, a un esquema de definición de precios de largo plazo mediante licitaciones públicas realizadas por distribuidores. Aunque en el nuevo mecanismo de licitación de contratos por parte de las distribuidoras, para el suministro de sus clientes regulados, existe una limitación de precio máximo, dado el amplio rango en que es posible fijar precios, Feller Rate considera que esta modificación normativa implica un significativo avance hacia una mayor liberalización de los precios. Los cambios en el precio regulado permiten que, en el corto y mediano plazo, las empresas generadoras estén en mejor posición para contrarrestar los mayores costos con que opera el sistema bajo restricciones de gas natural. En una visión de largo plazo, la modificación permite disminuir las incertidumbres provenientes, por una parte, de la evolución futura de la situación del gas natural y, por otra, de la variabilidad semestral del precio de nudo. Ello, ya que el generador que se adjudica un contrato de licitación recibirá un precio fijo de largo plazo, indexado a ciertas variables de costos, que ha sido por él evaluado como un valor coherente con sus costos de producción y su rentabilidad esperada, independiente de las variaciones de corto plazo que tengan los precios en el sistema eléctrico. En contraposición, los generadores no podrán aducir fuerza mayor en caso de falta de gas. Si se producen fallas o déficit por esa razón, deberán compensar a clientes finales regulados asociados a contratos. Dicha indicación incentivará a los operadores del sistema a tomar las medidas necesarias que garanticen una adecuada seguridad de abastecimiento y calidad de servicio. Esta situación es equivalente al caso de una sequía extrema, que en 1999 fue explícitamente incorporada en el artículo 99 bis como un evento que no eximía a los generadores de la obligatoriedad de compensar a los clientes por fallas del sistema. En el informe de mayo de 2005, realizado para ajustar los precios de nudo en el SIC producto de la nueva normativa, se estableció un precio medio de 64,9 US$/MWh (monómico) como valor máximo de las ofertas de licitación para abastecer consumos regulados. Esto equivale a un precio medio 20% superior al precio medio de nudo vigente y considera un precio máximo de energía de 52,6 US$/MWh. Este rango de precios de largo plazo favorece fuertemente la realización de proyectos de generación eléctrica. Permite, 8 FELLER RATE VISION DE RIESGO Agosto 2005

9 Gráfico 5: Precios Monómicos en el SIC para Consumos Regulados Precios de Nudo Abr-94 Oct-94 Abr-95 Oct-95 Abr-96 Oct-96 Abr-97 Oct-97 Abr-98 Oct-98 Abr-99 Oct-99 Abr-00 Oct-00 Abr-01 Oct-01 Abr-02 Oct-02 Abr-03 Oct-03 Abr-04 Oct-04 Abr-05 Fuente: CNE Precio Monómico de Energía y Potencia (Nudo Alto Jahuel - Mills/KWh) Valor máximo licitaciones asimismo, hacer competir a diferentes tecnologías de generación y operadores, de manera que finalmente se materializacen los proyectos que ofrezcan precios más bajos y condiciones de plazos más adecuadas, aportando mayor seguridad y un adecuado nivel de eficiencia al sistema. Los cambios regulatorios introducidos por las leyes Corta I y Corta II, en conjunto con un favorable ambiente macroeconómico y el crecimiento esperado en la demanda por energía 6 a 8% anual en el SIC, permiten esperar un mayor nivel de inversión en generación en este sistema interconectado durante los próximos años. El desarrollo que requiere el sistema continúa siendo un importante desafío para los operadores de generación eléctrica, de manera que se concreten adecuadamente los proyectos de inversión. Por el tiempo de desarrollo que requieren, sólo debiera observarse una mejora realmente significativa de holguras y costos del sistema a partir del año Los costos de las principales tecnologías usadas en la expansión del sistema marcarán la tendencia futura en los precios de mercado. Las opciones tecnológicas mayormente consideradas en el modelo de expansión supuesto por los estudios regulatorios son el uso de carbón y gas natural licuado (GNL). Los estudios de factibilidad para un proyecto de abastecimiento de GNL se encuentran en desarrollo. Existe un grupo de potenciales demandantes, liderados por Enap, que se han integrado en un acuerdo que da sustento al proyecto, mediante un volumen de compras mínimas. Se espera que durante 2005 pueda materializarse un plan de desarrollo concreto para el proyecto, que debiera ser licitado a la brevedad para que el combustible esté disponible a partir de fines de 2008, tal como se incluye en el plan de obras indicativo de la CNE. Las empresas distribuidoras de energía no han sido afectadas en aspectos fundamentales con los últimos cambios normativos. El proceso tarifario para determinar los valores agregados de distribución, aplicables a clientes regulados, ha mantenido su estructura. El costo de compras de energía para consumos regulados continúa siendo traspasado a clientes a través de las tarifas. Por último, el término de la aplicación de las condiciones establecidas en la Resolución Ministerial a fines de 2008, plazo prorrogable por el regulador, está contrarrestada por el fuerte incentivo para los generadores a establecer contratos de suministro de largo plazo con los distribuidores. Manuel Acuña Tel: (562) manuel.acuna@feller-rate.cl 10. Establece el derecho de las empresas distribuidoras al suministro de energía y pago de precio nudo para consumos regulados aún a falta de contrato con generadores. FELLER RATE VISION DE RIESGO Agosto