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La incógnita del precio de la electricidad a largo plazo

logotipo de Pulso Pulso 25-08-2016

Mucho se ha hablado sobre la licitación en el sector eléctrico, donde se alcanzaron nuevos mínimos (US$47,6/MWh en promedio) y cuyos resultados han puesto presión sobre las acciones del sector. El consenso se ha enfocado en cuestionar la viabilidad de los proyectos de Mainstream, quien se adjudicó cerca de un tercio del total licitado a un precio de US$41/MWh con tecnología eólica. Tienen la opción de terminar anticipadamente el contrato si las condiciones que tenían contemplado en cuanto a precio spot y disminución de costos de desarrollo no se materializan, pagando menos de 4% de la inversión.

Las dudas sobre el precio de la electricidad a futuro en Chile se centran en que el precio promedio fue bajo o en la estructura específica de esta licitación, pero lo importante es quién gano y las ofertas de los que no ganaron.

El hecho de que cerca de la mitad de la energía ofertada fue adjudicada a proyectos nuevos con costos variables iguales a cero implica que, en un escenario de crecimiento frágil de la demanda y donde ya estamos esperando una sobreoferta en base a los proyectos en construcción hasta el 2017, vamos a tener un nuevo shock de oferta en 2020 y 2021 cuando entren en operación estos nuevos proyectos eólicos y solares. Consecuentemente, la expectativa es que los precios en el mercado spot sigan bajos, cerca de los US$50/MWh o incluso menores, hasta por lo menos 2022-2023. Esto se traduce en una mayor predisposición a ofertar precios bajos en las próximas licitaciones o contratos con clientes libres. Las conclusiones habrían sido radicalmente diferentes si, con el mismo precio promedio, habrían ganado Endesa, AES Gener y Colbún la totalidad de la licitación ya que el sistema habría tenido una oferta más equilibrada.

En cuanto al precio a muy largo plazo, tradicionalmente se asumía que las plantas de gas natural iban a ser la tecnología de expansión dada la flexibilidad que entregan a la matriz en un contexto de alta participación de tecnologías intermitentes. Sin embargo, la oferta de Gas Natural Fenosa a US$58,4/MWh ha puesto en duda si se necesitan realmente precios por sobre US$80/MWh para que la tecnología en base a gas sea parte de la matriz. Además, las ofertas de 2 proyectos de concentración solar, tecnología flexible que puede producir 24/7, estuvieron en promedio a US$67.2/MWh. En este contexto, parece poco prudente asumir precios a largo plazo por sobre US$65/MWh.

*El autor es analista de renta variable en IMTrust-Credicorp Capital.

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