• Juan Manuel Contreras

A cinco años de la quiebra de Campanario: ¿y si la quiebra fuera hoy?



Fotografía: Revista Nueva Minería y Energía

El 1 de septiembre de 2011 Campanario Generación presentó su solicitud de quiebra.


Los contratos con empresas distribuidoras obligan al generador a comprar su déficit a costo marginal. Cuando las empresas tienen una estrategia balanceada de venta de una porción de su producción a precio fijo y otra a costo marginal, junto a un portafolio diversificado de centrales, su riesgo de quiebra es bajo. Si sus compromisos a precio fijo exceden su producción, este riesgo crece.


¿Quién era Campanario?

Campanario Generación era una empresa generadora que tenía cuatro turbinas diésel instaladas en la comuna de Cabrero. por un total de 240 MW. 


El año 2008 en sendos procesos de licitación se adjudicó dos contratos con clientes regulados:

Uno por 900 GWh/año, por 14 años, a un precio de 104,19 US$/MWh (Polpaico 220kV), con  la empresa CGE, con inicio de suministro el año 2010.


Otro por 850 GWh/año, por 12 años, a un precio de 96,07 US$/MWh (Polpaico 220kV), con  la empresa SAESA con inicio de suministro el año 2010.


¿Por qué quebró Campanario?

Los primeros ocho meses del año 2011, luego de una intensa y prolongada sequía y un retraso en el ingreso de las centrales previstas, el costo marginal del SIC se empinó sobre los 220 US$/MWh, debiendo la empresa hacer sus retiros a precios muy superiores al de sus contratos acumulando un saldo comercial en contra creciente en el tiempo. La empresa presentó incumplimiento de las obligaciones que impone el balance del CDEC de pagar a costo marginal los retiros.


¿Cómo se resolvió?

La autoridad se pronunció con dos Resoluciones sucesivas, la RE 2288 y la RE 239, instruyendo el retiro de la empresa Campanario Generación del balance de inyecciones y retiros del CDEC desde el 1 de septiembre de 2011 y asigna el suministro de los contratos de clientes regulados a las demás empresas, respetando los precios licitados.


Posteriormente, las empresas distribuidoras debieron licitar la energía de los contratos. Al ser contratos de corto plazo y de aplicación inmediata, y mientras el costo marginal vigente superara los precios máximos de licitación, era difícil que una empresa asumiera la carga que la resolución distribuía entre todas las empresas.


Así, se inician sucesivos procesos de licitación.


El año 2012  SAESA adjudica a ENDESA el volumen de su contrato con Campanario hasta el año 2014, a un precio de US$125,00/MWh,


En diciembre de 2012 y luego de tres procesos fallidos (junio, julio y septiembre), CGE adjudicó a AES Gener el 15% del volumen del contrato Campanario más otros déficit propios, hasta el año2014, a un precio de US$138,899/MWh. El monto no adjudicado continuó siendo licitado sin éxito por la empresa, con la frecuencia que mandataba la ley.


Estas son las licitaciones desiertas de los años 2013 a las que se profusamente se hace mención.


¿Cómo se resolvería hoy la quiebra de una empresa generadora?

Según las bases de la última licitación, son causales de término anticipado de contrato, entre otras:

  • Que el Suministrador durante la vigencia del Contrato sostenga una Clasificación de Riesgo menor a BB+

  • La dictación de la resolución de liquidación del Suministrador.


De acuerdo con la ley 20.805 sobre licitaciones, en caso de término anticipado, el precio del contrato se pierde. En su lugar, se aplicaría en forma sucesiva:

  • El uso de excedentes de otros contratos. Toma el precio de los demás contratos, y los corrige por la diferencia entre el costo marginal entre el punto de compra y el punto de oferta del contrato (Art. 135º quáter).

  • Una licitación por hasta tres años, a un precio máximo igual o superior al valor de la energía del precio medio de mercado, incrementado hasta en 50%. (Art.135º quinquies).


Cuando el costo marginal horario sea superior al precio medio de mercado (PMM) incrementado en 50%, entonces el precio será el costo marginal, hasta un máximo de 70% sobre PMM, Opera análogo si el costo marginal es inferior a 50% del PMM.

  • Si persistiera déficit contratado, este será suministrado por todas las empresas a prorrata de sus inyecciones, al mayor valor entre el precio de nudo de corto plazo vigente para la inyección y el costo variable de operación de la central, más la diferencia entre el costo marginal en la barra de retiro y el costo marginal en la barra de inyección.


Cuando el déficit exceda un 5% del total de los clientes regulados, el exceso será a costo marginal del retiro.

Entradas Recientes

Ver todo

© 2020 CT Energía

Logo.png

CT Energía