Eléctricas: caída de segunda empresa renovable hace temer más insolvencias en sector eléctrico

Tal como advertían en el mundo de las energías renovables, la declaración de insolvencia de María Elena Solar S.A., de la española Solarpack, no venía sola. Ayer 6 de octubre, el parque eólico Ibereólica Cabo Leones II (ICLII) informó al Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) la imposibilidad de cumplir obligaciones de pago derivadas de los balances de transferencias económicas del mercado de corto plazo, que derivan de su posición de generadora deficitaria. La segunda baja en una semana hace temer una tercera. Y más. En el sector ya hasta circulan listas de empresas que podrían seguir el mismo camino: la semana pasada, María Elena Solar habló de 25 generadoras con deudas.

De hecho, el Coordinador respondió el 5 de octubre a la SEC un oficio en que solicitaba un reporte con las disconformidades del sistema. Y con información al 4 de octubre, aparecen siete empresas con retrasos en los pagos: María Elena Solar, San Juan, El Pelícano Solar, GM Holdings, Ibereólica Cabo Leones II, Imelsa Energía y Norvind S.A., algunas de las cuales tienen garantías muy superiores a los montos adeudados.

Para atemperar los ánimos, sin embargo, en el ámbito de los reguladores creen que estos casos no ponen ni pondrán en riesgo el suministro de los clientes regulados, dada la sobrecontratación del sistema. Las dos empresas insolventes a la fecha representan el 2,3% de los 50.000 MWh hora contratados para 2022: y las distribuidoras están demandando solo el 65% (por ley cuando un suministrador no cumple el contrato, la distribuidora afectada se abastece de la capacidad excedentaria contratada). Además, recuerdan que, en una eventual quiebra, las instalaciones siguen operando con un síndico o con un administrador nombrado por la SEC. E insisten que tampoco se afectará la cadena de pagos, dadas las boletas de garantía, por lo que aun si caen otras firmas, esta situación no generará las esquirlas de la quiebra de central Campanario en 2011, que todavía pena en la industria.

La caída de Ibereólica Cabo Leones II se produjo una semana después de María Elena. El representante de Ibereólica Cabo Leones II, José Antonio Osorio del Olmo, explicó en su misiva al director ejecutivo del CEN, Ernesto Huber, que la firma está impedida de realizar los pagos atendida la difícil situación financiera que enfrenta, derivada de circunstancias que escapan a su control y diligencia.

Por lo mismo, pidió ejecutar la boleta bancaria de garantía de cumplimiento de la cadena de pagos por $ 964 millones y pagar a prorrata con el producto de la ejecución de la garantía a los acreedores.

El parque eólico Cabo Leones II, de Ibereólica Renovables y Grupo Naturgy, está instalado en la comuna de Freirina, Región de Atacama; tiene una capacidad aproximada de generación anual de 550 GWh. Empezó a operar a fines de 2020 y comprende 49 aerogeneradores con 5 MW de potencia instalada cada uno; fue financiado con un crédito sindicado de US$ 217 millones. Es uno de los varios proyectos de Grupo Ibereólica Renovables en Chile con distintos socios. A fines de 2017, con EDF Renewables, puso en marcha Cabo Leones I, con una capacidad de generación de 367 GWh; y con Repsol desarrolló Cabo Leones III, por 82,5 MW.

La semana pasada, la caída de María Elena Solar S.A., se produjo por deudas impagas por $ 2.788 millones. La firma empleó el mismo mecanismo: liberó una boleta de garantía por $ 2.507 millones, que ya fue ejecutada por el Coordinador. Además, fue excluida del mercado de corto plazo a partir del pasado 1 de octubre.

En una minuta del 4 de octubre al Ministerio de Energía, la Comisión Nacional de Energía (CNE) explica que dado el alto nivel de contratación actual para las distribuidoras y el bajo volumen de este suministrador particular, “el eventual término anticipado del contrato de María Elena Solar no representaría riesgo de abastecimiento ni necesidad de nuevas licitaciones con inicio de suministro anterior a 2027 (está programado un nuevo proceso de licitación en 2023)”. Y que ante el término de cualquier contrato, el suministro será abastecido por los restantes generadores.

Dadas las alertas que empresas y gremios del sector han manifestado, la CNE convocó a una mesa público-privada, fijada para el próximo jueves. Allí se analizarán eventuales medidas de corto, mediano y largo plazo para paliar una eventual situación de riesgo para el sistema.

A la hora de bucear en las razones tras estas insolvencias, las opiniones se dividen. Para las empresas renovables y algunos técnicos, reside principalmente en los desacoples de precios de inyección y retiro de energía. Acera, la asociación sectorial, ha dicho que varios socios han planteado desde hace meses un aumento significativo en las dificultades para cumplir sus obligaciones. Pero hay quienes ven, al menos en el caso de María Elena Solar, falencias en el modelo de negocio y una política muy agresiva; que no es una pyme inexperta y su dueña es una multinacional del rubro.

Eduardo Escaffi, socio del fondo de Inversión Weg-4 −dueño de varias unidades renovables- cree que el asunto no es trivial: “Tiene que ver con la semilla de inestabilidad del sector, derivada de que muchos generadores ofertaron precios de largo plazo en licitaciones de clientes regulados sin considerar la magnitud de los desacoples en transmisión. Si a ello se suma la descarbonización acelerada, las cosas pueden ponerse peores y derivar en dificultades financieras”. Agrega que hace 15 años había solo cuatro grandes generadoras, que eran formadoras de precio; mientras que a la fecha rondan las 360 y son tomadoras de precio. En su opinión, gran parte del problema deriva del “estampillado” incorporado en la nueva Ley de Transmisión (2016), que traspasó la remuneración de la transmisión cien por ciento a los clientes −antes era pagada 80% por el generador y 20% por los clientes−, para apoyar a las ERNC. Y que, por eso, algunas empresas se despreocupan del tema hasta que empiezan a producir y se dan cuenta de que no pueden inyectar toda su energía al sistema.

El exdirector ejecutivo de Empresas Eléctricas AG, el abogado Rodrigo Castillo, asevera que lo que lleva a María Elena a la insolvencia es la congestión de la transmisión en el norte, que implica que parte de la energía que proyectaba generar no la puede despachar y se vierte, con lo que su capacidad teórica de generación se reduce un 7%. A esto se suman los desacoples de precios: la suma de restricciones de seguridad, despachos forzosos, combustibles inflexibles y otras condiciones técnicas de operación del sistema eléctrico, dice, implica que los costos marginales (precio que se paga y cobra por las inyecciones y retiros de las generadoras al sistema) se ven rebajados artificialmente para las renovables (llegando a cero): “Si por lo que inyectaba le pagaban cero, por lo que retiraba le cobraban US$ 100 y ella recibía US$ 30 del cliente regulado: perdía US$ 70 por cada MW”, ejemplifica.

Por lo mismo, dice que, en el corto plazo, lo más relevante es hacerse cargo de los costos marginales cero para las renovables. “Urge modificar el mecanismo de definición de precios de la energía en zonas congestionadas y con un gran número de térmicas operando por seguridad fuera de orden económico. No es razonable que en algunas partes el 35% la energía sea producida por centrales térmicas y el costo de la energía en esa zona sea cero. Todos los días se despachan entre 7 y 8 térmicas por seguridad en el norte, y los costos de operación y combustible de esas unidades son pagados por clientes libres y generadores renovables con contratos con distribuidoras. Entonces, se llega al absurdo de que a las plantas que contaminan se les pagan sus costos de operación, mientras que a renovables, que se iban a incentivar, no se les paga nada”, dice.

También cree fundamental utilizar mecanismos de automatismo para elevar la capacidad de transmisión, al usar las dos líneas del tendido a la vez; y revisar los criterios de despacho forzado del Coordinador y las restricciones que distorsionan precios. Más a largo plazo llama a aumentar la capacidad de transmisión, revisar la planificación de las líneas para que estén a tiempo y permitan holguras a la generación de ERNC. Y revisar la gobernanza del Coordinador.

Otra solución de mediano plazo que mencionan varios expertos es que las renovables instalen baterías, que se cargan en el día a cero costo y se pueden colocar en la noche a unos US$ 130. La autoridad está empujando un cambio legal para promover el almacenamiento.

Para Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadoras de Chile, que agrupa a las 18 mayores generadoras, es relevante conocer a la brevedad las decisiones que el Coordinador y la CNE tomarán para resguardar la cadena de pagos: “El segmento de generación es un mercado competitivo y abierto, en el que las empresas deben ponderar adecuadamente las oportunidades y riesgos del mercado”. Y que aunque el mercado eléctrico funciona de manera adecuada, dice que hay espacios de mejora: en desarrollo y gestión de la red de transmisión, en la oportuna emisión de decretos tarifarios, en acelerar el otorgamientos de permisos y en una adecuada ponderación entre los criterios de seguridad y eficiencia por parte del Coordinador.

Ignacia García, directora ejecutiva de GPM, que agrupa a pequeños y medianos generadores, dice que si bien los mecanismos diseñados para este tipo de escenario (boletas de garantía) funcionaron bien en estos casos, la situación preocupa: “Junto con asegurar la operación del sistema, el Coordinador debe velar porque esta sea económica. La estrechez operacional tiene un impacto significativo en los costos y esto se traslada a todos los actores”.

Desde el ámbito regulador son enfáticos en el caso de María Elena Solar. “Esto no es un problema de la ley ni del sistema, que funciona bien. Esto se trata de una empresa con una estructura comercial y financiera extremadamente agresiva, apalancada con créditos bancarios. Nadie puede decir que no sabía que las líneas estaban copadas y que iba a tener que verter la energía; todos los actores conocen la industria, sus condiciones y siguen entrando”, dicen.

Un técnico agrega que las cifras son esclarecedoras: hay más de 7.000 MW de capacidad de generación instalada en el norte, donde la demanda no es más de 3.500 y solo 2.000 MW pueden pasar por la línea de transmisión: “Algunas empresas tienen contratos con mineras retiran a cero y venden a precio de contrato y están felices”.

Según un personero de gobierno “no hay distorsión en los precios. Hay que preservar la calidad de servicio y cumplir con una serie de parámetros eléctricos y eso requiere operación térmica todo el día. Por eso no hay impacto en la calidad de servicio a los clientes regulados y los efectos en las transferencias del mercado mayorista son mitigados por las boletas de garantía”.

Ramón Galaz, director ejecutivo de Valgesta Nueva Energía, cree que estos dos casos pueden replicarse, pero enfatiza que seguirán representando un volumen menor de los contratos, por lo que el riesgo sistémico se mantendrá acotado. “Este desbalance es parte del riesgo del negocio, pero debiera quedar protegido por el precio del contrato. Si es muy bajo, puede no alcanzar para cubrir la diferencia. A esto se suma el riesgo de no inyectar toda la energía que se estimó en el proyecto, por las restricciones de transmisión. El mayor desafío del sector eléctrico al hacer ofertas es evaluar los riesgos de un sistema desacoplado”, opina.

Según Galaz, lo anterior releva que para desarrollar energías renovables se requieren inversiones adicionales, como el almacenamiento, que minimiza los problemas derivados de la variabilidad de estas energías. Escaffi añade que esto es crucial para mitigar la necesidad de invertir en líneas de transmisión, “que siempre quedan cortas y enfrentan enormes dificultades para aprobarlas y construirlas. Lo que falta para que el almacenamiento sea una realidad es que la regulación la remunere adecuadamente”.

Rodrigo Castillo plantea que “aun cuando debemos mantener la cautela, dadas las causas de esta situación y la información existente sobre la industria, veo difícil que −salvo una intervención inmediata de la autoridad− no sean varias las empresas que sigan el mismo camino. ¿Cuántas? Dependerá de las espaldas de los dueños para seguir perdiendo plata hasta que el problema se solucione y de qué tan rápido se cambia el mensaje de costo marginal cero para las renovables, versus el pago vía despacho forzado a las térmicas”.