Justo cuando el sector de energía parecía estar retomando su camino tras un período de extrema volatilidad, una serie de cuestionables decisiones políticas amenazan con descarrilar su avance con importantes repercusiones económicas.

La historia de batallas de Chile en el sector energético se remonta a la creación de la Ley de Electricidad en 1982, que se concentró en alinear los precios mayoristas (o precios de nudo, que se revisan cada seis meses) con costos marginales de corto y mediano plazo. Este modelo funcionó bastante bien por casi 15 años, principalmente debido a los pocos cambios en la matriz en su mayoría hidroeléctrica y termoeléctrica (en 1997, el 76% de la generación eléctrica del país era hidroeléctrica, mientras que el 18% era a base de carbón). En ese tiempo, había poca preocupación por la diversidad de la matriz o por crear incentivos de inversión de más largo plazo. Sin embargo, a medida que el país se vio enfrentado a una creciente demanda y a una inminente sequía cuando llegaba a fines de la década de los 90, el Gobierno se volcó a una solución rápida, la que llegó en la forma de gas natural argentino traído por ductos a través de la cordillera de los Andes. En el año 1998, el gas natural correspondía al 15% de la generación total y para el 2004 había llegado al 36%, mientras que la generación hidroeléctrica había descendido al 43% del total.

Esto resolvió las necesidades de suministro de Chile en el corto plazo, pero hizo que otras alternativas de generación, incluidas las nuevas centrales hidroeléctricas y termoeléctricas, fueran menos viables en términos económicos. Con la inversión concentrada solo en plantas de gas natural, Chile se volvió peligrosamente dependiente de Argentina para sus necesidades de combustible. Mientras Argentina se recuperaba de su crisis económica de 2001-2002, las necesidades de gas natural local crecieron drásticamente, pero la falta de incentivos de inversión trajo como resultado escasez, lo que hizo que el Gobierno de esa nación redujera las exportaciones a partir del 2004. Para el 2007, las exportaciones de gas a Chile habían caído casi a cero y no se han recuperado desde entonces.

Dado los largos tiempos que involucra el desarrollo de nuevas centrales hidroeléctricas y termoeléctricas de gran escala, Chile rápidamente tuvo que reemplazar su capacidad de gas natural con plantas a carbón ociosas y, de manera más importante, sustituirla con diésel a precios internacionales. El impacto en los precios fue drástico y las tasas promedio de contrato subieron más de un 200% entre el 2003 y el 2008 a cerca de US$115/MWh, a lo que no ayudaron los crecientes precios internacionales de los combustibles. Si bien los precios ahora parecían más atractivos, la falta de una estabilidad de largo plazo en los precios mantuvo a los inversionistas alejados.

Dadas estas terribles circunstancias, el Gobierno efectuó reformas claves en el 2006 y creó un sistema de subastas que permite a las generadoras establecer precios fijos con mecanismos de indexación en períodos de 10 a 15 años. A esas alturas Chile se embarcó en un plan para apartarse gradualmente del diésel, reducir costos, diversificar la matriz y -en definitiva- mejorar la seguridad energética. Al mismo tiempo, se introdujeron nuevos incentivos para el desarrollo de líneas de transmisión y energía renovable. Como resultado, la inversión en el sector prosperó mientras que los precios mayoristas se estabilizaron en torno a los US$85-US$110/MWh.

Si bien las condiciones de sequía en los últimos años no han ayudado al proceso de recuperación, lo que hizo que los precios subieran una vez más, hubo consenso entre los expertos de la industria en cuanto a que, en condiciones hídricas normales, Chile lograría la deseada normalización costo/precio para 2012-2013. Desafortunadamente, justo cuando Chile se acercaba a la inflexión, surgió una nueva némesis en la forma de una fuerte oposición social a los proyecto de generación.

El polvorín comenzó en agosto del 2010, cuando el presidente Piñera de manera unilateral intervino para bloquear el proyecto de generación termoeléctrica Barrancones de 540MW, en la Región de Coquimbo, en respuesta a la fuerte oposición de la comunidad local, pese a la aprobación inicial de las autoridades regionales. Esto estableció un negativo precedente, al alentar a los grupos opositores e incrementar la incertidumbre sobre todo el proceso de aprobación. Tras de sí, dejó otros importantes proyectos en el limbo, incluidos los megaproyectos Castilla (central termoeléctrica de 2.100MW) e HidroAysén (2.750MW). En la actualidad, hay cerca de 8.000MW, o US$20.000 millones, en proyectos retrasados.

Esta situación amenaza con retrasar el proceso de normalización y crea incertidumbre respecto de la estabilidad de largo plazo del sistema. Si bien las mejores condiciones hídricas y los proyectos que ya están en desarrollo deberían ayudar al equilibrio de la oferta y la demanda hacia el 2013, el riesgo real se sitúa en el período 2014-2021.

Considerando que la demanda de electricidad típicamente crece en línea con el PIB, si Chile creciera entre un 5% y un 6% anual en ese período, requeriría un promedio de 700MW a 800MW de capacidad nueva por año. Actualmente, la Comisión Nacional de Energía (CNE) proyecta una cifra más conservadora de 500MW a 600MW. Pero aún así, las demoras en los nuevos proyectos de generación están creando considerables riesgos de ejecución. Dado que la mayoría de los proyectos demoran a lo menos 3 a 4 años en desarrollarse, es bastante posible que Chile no satisfaga sus requerimientos. En definitiva, esto amenaza con tener un amplio efecto negativo en el crecimiento del PIB real debido a que la inversión, en especial de sectores con altos consumos de energía como la minería y la manufactura industrial, ha sido y se espera que sea un motor clave del crecimiento.

Las actuales circunstancias requieren de medidas drásticas, lo que ojalá signifique reformas clave para establecer reglas claras del juego en el proceso de aprobación de proyectos. Sin embargo, el tiempo es vital y si el Gobierno no actúa, Chile podría enfrentar un significativo revés en su camino hacia el estatus de país desarrollado.

Brian P. Chase es gerente de cartera y titular de acciones andinas de Itaú Asset Management

Just when the energy sector seemed to be getting back on track after a period of extreme volatility, a series of questionable policy decisions threaten to derail this progress with important economic repercussions.

Chile’s history of struggles in the energy sector dates back to the creation of the Electricity Law in 1982, which focused on aligning wholesale prices (or node prices, revised every six months) with near to mid-term marginal costs. This model functioned well enough for roughly 15 years, largely due to little change in the predominantly hydro/coal-based matrix (in 1997, 76% of electricity generation in the country was hydro-based, while 18% was coal). At the time, there was little regard for matrix diversity or creating longer term investment incentives. However, as the country faced rising demand and an impending drought heading into the late 1990s, the government turned to a quick solution in the form of cheap Argentine natural gas piped over the Andes. In 1998, natural gas accounted for 15% of total generation and by 2004 it had reached 36%, while hydro generation declined to 43% of the total.

This solved Chile’s supply needs in the short term, but made other generation alternatives, including new hydro and coal-fired facilities, less economically viable. With investment concentrated solely in natural gas-fired facilities, Chile became dangerously dependent on Argentina for its fuel needs. As Argentina recovered from its economic crisis of 2001/02, domestic natural gas needs rose dramatically, but a lack of investment incentives resulted in scarcity, causing the government to curtail exports starting in 2004. By 2007, gas exports to Chile had fallen to nearly zero and have never recovered.

Given the long development timeframes for new large-scale hydro and coal facilities, Chile quickly had to replace its natural gas-fired capacity with idle coal facilities and, more importantly, diesel substitution at international prices. The impact on prices was dramatic with average contract rates climbing more than 200% between 2003 and 2008 to nearly US$115/MWh, not helped by rising global fuel prices. Although pricing now appeared more attractive, the lack of long-term price stability kept investors away.

Given these dire circumstances, the government enacted key reforms in 2006, creating an auction system which allows generators to lock-in fixed prices with indexation mechanisms over 10-15 year periods. At that point Chile embarked on a plan to wean itself off diesel, reduce costs, diversify the matrix, and ultimately improve energy security. At the same time, new incentives for transmission line development and renewable energy were introduced. As a result, investment in the sector boomed while wholesale prices stabilized at around US$85-US$110/MWh.

Although drought conditions in the last few years haven’t helped the recovery process, sending prices higher once again, there was a consensus among industry experts that, under normal hydro conditions, Chile would achieve the desired cost/pricing normalization by 2012/13.
Unfortunately, just as Chile neared inflection, a new nemesis emerged in the form of emboldened social opposition to generation projects.

The powder keg was sparked in August 2010, when President Piñera unilaterally intervened to block the 540MW Barrancones thermoelectric generation project in the Coquimbo Region in response to strong resistance from the local community, despite initial approval from regional authorities. This set a negative precedent, encouraging opposition groups and increasing uncertainty in the entire approval process. In its wake, it left other major projects in limbo, including the coal-fired Castilla (2,100MW) and HidroAysén (2,750MW) megaprojects. Currently, there are about 8,000MW, or US$20bn, in delayed projects.

This situation threatens to push back the normalization process and creates uncertainty regarding the long term stability of the system. Although improving hydrology and projects already under development should help the supply/demand balance heading into 2013, the real risk lies in the period 2014-2021.

Considering that electricity demand typically grows in line with GDP, if Chile were to grow 5-6% annually in that period, it would require an average of 700-800MW of new capacity per annum. Currently, the National Energy Commission (CNE) is forecasting a more conservative 500-600MW. But even then, the delays in new generation projects are creating considerable execution risk. Given that most projects take at least 3-4 years to develop, it is quite possible that Chile will fall short of its requirements. Ultimately, this threatens to have a widespread negative effect on real GDP growth as investment, especially by energy-intensive sectors like mining and industrial manufacturing, has been and is expected to be a key driver of growth.

The current circumstances require drastic measures, which will hopefully mean key reforms to establish clear rules of the game in the project approval process. However, time is of the essence and if the government fails to act, Chile could face a significant setback on its path to developed country status.

Brian P. Chase is Portfolio Manager, Head of Andean Equities, at Itau Asset Management