Razones de viabilidad técnica y económica, así como de aceptación social, que actualmente son los pilares en que se basa el plan de negocios de Enel para Endesa Chile, llevaron a la eléctrica a dar de baja cinco proyectos hidroeléctricos.
La decisión adoptada ayer por el directorio de la generadora involucra dos iniciativas emblemáticas: las centrales de embalse Futaleufú y Puelo, que en conjunto representaban una capacidad instalada superior a los 2.000 MW emplazada en la Región de Los Lagos. A ellos se suman iniciativas menores de pasada como Bardón (14 MW), Chillán I y II (17 MW) y Huechún (40 MW) ubicadas en las regiones de La Araucanía, Biobío y Metropolitana.
Esta determinación implica que la compañía devolverá al Estado los derechos de agua asociados a estos proyectos, que no cumplen con estos tres criterios, es decir, tras los análisis de la firma, resultaron ser técnicamente inviables, de una inversión que resultaría tan alta, que habrían quedado fuera de mercado y además, eran socialmente inaceptables, lo que no se ajusta a la mirada de sustentabilidad de la italiana, que implica definir la viabilidad de una inversión a partir también de su aceptación desde las etapas tempranas de participación con las comunidades.
“Endesa Chile está devolviendo al Estado entre un 20% a 25% de los derechos de agua que tenemos en el país, incluyendo aquellos que están en explotación. Entonces es una parte importante de los derechos que están asociados a proyectos que no ven un futuro técnico, económico ni de aceptación social”, explica el gerente general de Endesa Chile, .
-¿Qué factores impulsaron esta decisión?
-Esta decisión sigue una reflexión de estrategia que viene hace tiempo y tiene relación con encontrar la posición óptima de Endesa en este mercado que, como sabemos ha cambiado muchísimo, y la última licitación es una muestra donde se plasmó una alta competencia y un nivel de precios que va a la baja, lo que nos dejó en una situación en la que los grandes proyectos ya no caben, ya sea por factores técnicos o económicos.
En esa categoría están estos cinco proyectos que no son viables ahora ni en el futuro, porque tampoco vemos para ellos la aprobación de las comunidades, por eso decidimos devolver al país estos derechos de agua para que se puedan desarrollar de otro modo.
-¿Cuánto pagaban anualmente por estos derechos que están devolviendo?
-Estamos hablando de casi US$ 20 millones con una perspectiva al alza. Se trata de una cifra importante que se suma al castigo contable por US$ 52 millones en nuestros estados financieros asociado al 100% de la inversión societaria vinculada a estos proyectos que vamos a dar de baja.
Al final, más que activos, estos proyectos se convirtieron en un costo importante para Endesa Chile y reducir ese ítem está en línea con el proceso de búsqueda de mayores eficiencias en el que estamos para poder competir aún más fuerte en este mercado.
-¿Cuánto se ha reducido el portafolio de proyectos de Endesa con esta decisión que se suma a otras anteriores?
-Siempre hemos hablado de una cartera de proyectos opcionales y esa mirada no la hemos cambiado. Aparte de Punta Alcalde e HidroAysén, que dimos de baja antes de presentar la cartera de proyectos de julio de 2015, analizamos los proyectos que estaban en distintas fases de desarrollo y claramente ahí además de lo ambiental, un tema que pesa es la sustentabilidad económica, que en un mercado que está cambiando rápidamente, reduce esa opcionalidad.
En este análisis también pesa la posibilidad de realizar acuerdos con terceros para comprar energía y desarrollar proyectos, como el acuerdo marco con Enel Green Power que está en análisis por parte del comité de directores de Endesa, todo con miras a optimizar el portafolio de proyectos y contratos que tenemos.
-¿Por qué ese modelo de negocios resultaría mejor?
-Esta decisión llegó después de un análisis muy profundo de lo que el negocio de generación en Chile representa para el posicionamiento de mercado de Endesa, tanto de hoy como al futuro y que efectivamente refleja este nuevo contexto de mercado que requiere una adaptación muy rápida y flexible, donde la palabra eficiencia y funcionamiento óptimo de nuestras plantas y nuestra cartera de contratos es la clave para seguir adelante en forma exitosa en este mercado.
-¿Podrían venir nuevas adaptaciones de la cartera de proyectos?
-El proceso de optimización es continuo y la búsqueda de optimización se da a todo nivel, en los proyectos y también en el principal activo de la empresa que son los 6.500 MW de capacidad instalada que tenemos y también en las en construcción, como Los Cóndores.
-¿Pesó en esta decisión la crítica que se le hace a Endesa de que especula reteniendo derechos de agua?
-No, esta ha sido una decisión coherente y lógica con este proceso de revisión de la viabilidad de la cartera de proyectos y al no cumplirse, lo más lógico era devolver sus derechos para darles viabilidad con otros potenciales desarrollos productivos.
Para esta decisión nos importó poco esa crítica que se hace respecto de la especulación, sino que es un hecho concreto de negocios, en la línea de buscar eficiencias y reducir costos porque en las próximas licitaciones queremos ofrecer precios más bajos.
LICITACIÓN: CONTRATO CON EGP CUBRIRÁ 20% DE LO ADJUDICADO
Valter Moro salió al paso de las críticas que provocó la opción de compra de energía que Endesa Chile cerró con Enel Green Power (EGP) para presentarse en la reciente licitación de suministro para clientes regulados, acuerdo en virtud del cual, dijo, la generadora pudo llegar a los niveles de precio con los que se adjudicó casi la mitad del volumen de energía ofrecido por el gobierno.
«La opción de compra de energía con Enel Green Power es la forma más eficiente de optimizar el portafolio comercial de la empresa», explica el ejecutivo.
Moro comentó que de los 5.900 GWh que la filial de Enersis Chile se adjudicó en la subasta, equivalente a casi la mitad de lo disponible, el convenio con el brazo de renovables de Enel cubrirá del orden del 20%.
Añadió que la proyección es que a 2021, cuando estos nuevos contratos de suministro entren en vigencia, la canasta de compromisos de venta de energía de la firma rondarán los 20.000 GWh con lo cual lo adjudicado en este último proceso representará del orden del 30%.
A partir de lo anterior Moro precisó que la canasta de venta de energía, que incluye a clientes regulados y libres, está equilibrada, pues en la actualidad están sirviendo contratos que fueron suscritos a precios más altos que los ofrecidos en la reciente subasta, la que para Endesa promedió US$ 50 por MWh.
Lo mismo, añadió, sucede con el costo de la energía con la que cubren esas obligaciones, razón por la que, dijo, se comete un error al estimar que los contratos suscritos con EGP en 2014 a un precio mayor le provocan una pérdida a la compañía o un daño a los accionistas minoritarios de ella por una transferencia hacia la matriz común, la italiana Enel.
«En la parte comercial, pudimos hacer una oferta muy competitiva basados en el proceso de eficiencia en la operación que estamos llevando adelante y que nos permite tener costos de operación más bajos y además por la opción de compra de energía renovable con Enel Green Power que tiene un nivel muy competitivo, que es nueva y fue aprobada este año por el comité de directores de Endesa Chile, sin tener nada que ver con los dos contratos firmados con EGP en 2014, que representan menos del 8% de nuestra cartera actual de contratos», asegura.
Moro añade que toda la energía que se contrata es colocada en el mercado generando un margen. «En 2014 el precio de mercado era diferente al que resultó de la licitación de suministro, que tiene una serie de características que son muy diferentes al mercado que había en 2014, y fue un buen negocio para Endesa», concluye.
«NO HAY MÁS ACTIVOS PRESCINDIBLES»
Con la regla de que sólo los activos eficientes se mantienen en el portafolio de la generadora, Moro comenta que aparte de las participaciones en GNL Quintero y el gasoducto Electrogas, no han declarado como prescindibles activos de su parque de generación. Es más, adelanta que tienen en marcha un plan para adecuar su parque termoeléctrico a la exigencia de un sistema que necesitará ser más flexible para respaldar la mayor cantidad de ERNC que se proyecta.
A los recursos para cumplir con la norma de emisión se suman acciones para bajar el costo de operación de todas las unidades, todo con la meta de mantenerse dentro de los niveles de precios de energía que -dice el ejecutivo- podrían seguir bajando.
«Esto se hace con inversiones de mantenimiento periódico que permite mantener las plantas en perfecto estado de salud y con menores costos, por optimizaciones en los contratos de mantenimiento, cuya frecuencia también se pueden revisar, todo lo que nos permitirá ser competitivos en los próximos 25 a 30 años». (DF)
