Licitación de suministro eléctrico: Puerta abierta a la competencia

(Ilustración: Fabián Rivas)

Las licitaciones son consideradas como una de las medidas más exitosas del último tiempo en el sector eléctrico-energético. Una herramienta que ha potenciado la competencia entre las empresas y ha sumado a nuevos actores al mercado, como las ERNC. Pero pese a los buenos resultados de este proceso, expertos adelantan en este reportaje algunos de los principales desafíos que debe enfrentar el sector para perfeccionar el modelo.

Por Daniela Tapia
Revista Nueva Minería y Energía
_______________

Fue en 2005 cuando se introdujo en el modelo regulatorio eléctrico chileno un nuevo esquema de licitaciones de contratos de suministro para las empresas distribuidoras. La idea era instaurar un esquema de mercado de contratos que no sólo incentivara el desarrollo de oferta para asegurar el abastecimiento eléctrico futuro, sino que también diera certeza a los inversionistas.

El primer proceso licitatorio se realizó en 2006 gracias a la llamada Ley Corta II. El resultado fue exitoso con precios razonables y se cubrió el volumen de energía licitada. Sin embargo, en el 2012, los precios fueron muy altos y no se logró cubrir los requerimientos de las empresas distribuidoras. Escenario distinto ocurrió en octubre de 2015 cuando participaron 38 empresas oferentes y la energía se adjudicó a un precio medio de 79,3 US$/MWh.

Precisamente en enero de 2015 se publicó la Ley N° 20.805, que perfeccionó el sistema de licitaciones de suministro eléctrico. ¿La idea? Extender los plazos de inicio de suministro, lo que redujo los riesgos a los oferentes, además de incluir los bloques horarios parciales, que permitió una mayor participación de proyectos solares.

Pero el 2016 marcó un antes y un después. En ese año el gobierno realizó el proceso de licitación de suministro eléctrico para clientes regulados más exitoso que se tenga registro. Fueron 12.430 GWh que se adjudicaron a un precio promedio récord de US$ 47,6 por MWh, un 40% más bajo comparado con el proceso que se realizó el 2015 y 63% en relación a la subasta que se generó en 2013, cuando el precio promedio llegó a US$ 129 por MWh.

Para el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Andrés Romero, esta herramienta cambió estructuralmente el mercado de la energía en el país. “Lo que vemos hoy es un mercado eléctrico competitivo y dinámico, al que han ingresado nuevos actores, permitiendo la incorporación de distintos proyectos y tecnologías de generación”, sostiene la autoridad.

Las cifras son prueba de ello. Si en el 2012 había un total de 112 empresas generadoras en el SIC, y 9 en el SING registradas en los CDECs, en 2016 este número aumentó a 206 y 19 respectivamente, debido en gran parte a las licitaciones.

A juicio del gerente general de la consultora Systep, Rodrigo Jiménez, aunque la producción de electricidad mayoritariamente aún proviene de unas pocas empresas, “las licitaciones han jugado un rol importante a la hora de atraer a empresas más pequeñas que han agregado una mayor competencia al sector de generación”.

Y es que a la hora de analizar el escenario en que se encontraba el mercado eléctrico al momento de la discusión de esta ley, desde la CNE afirman que el proyecto fue capaz de considerar los mecanismos requeridos para asegurar que la energía demandada por las distribuidoras se encuentre debidamente contratada. De esta manera, en caso de que existiesen incrementos no esperados en la demanda, en el organismo estatal aseguran que ahora cuentan con las herramientas necesarias para poder contratar esa energía adicional, y evitar conflictos y controversias en torno al suministro de distribuidoras sin contrato.

“Sin embargo, el escenario de una baja en la demanda de clientes regulados por su traspaso a clientes libres, no estaba a la vista al momento de la discusión de la ley. Por ello, quizás un elemento a perfeccionar sería el de incorporar herramientas que permitan hacer frente a una caída no esperada en la demanda regulada”, plantea Andrés Romero, de la CNE.

Las licitaciones han permitido un importante crecimiento de las ERNC. Sin ir más lejos, el año pasado se adjudicaron directamente el 52% de la energía licitada.

Mayor impulso a las ERNC

Si hay un hecho que es evidente ha sido la exitosa irrupción que han alcanzado las ERNC en el último tiempo. Sin ir más lejos, el año pasado este tipo de energías se adjudicaron directamente el 52% de la energía licitada. Las razones de este éxito son diversas como la baja en sus costos a nivel mundial y la excepcionalidad de las condiciones naturales que presenta el país para su desarrollo.

Sin embargo, a juicio del director ejecutivo de la Asociación de Empresas Eléctricas, Rodrigo Castillo, el protagonismo que han alcanzado las ERNC se debe en gran parte al sistema de licitaciones, “que sin privilegiarlas, sí les da un espacio equitativo de desarrollo”.

Algo que ratifican en la propia Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera). En la entidad gremial aseveran que las licitaciones de suministro han sido muy importantes, “pues el hecho de que todo el proceso sea público ha sido el más fuerte desmentido a lo que majaderamente han insistido algunos sectores, afirmando que las ERNC serían caras”, dice Carlos Finat, director ejecutivo de la asociación.

Pero algunas críticas del sector han apuntado al sobrecosto que ha tenido que asumir el sistema cuando las ERNC dejan de operar. Argumento que desmienten desde la CNE al señalar que ni el Coordinador Eléctrico Nacional ni la propia CNE tienen un reporte que acredite que la penetración actual y proyectada de ERNC pueda generar un problema de seguridad o inestabilidad del sistema.

“No tenemos ninguna duda que la operación del sistema eléctrico será segura con la incorporación actual y futura de fuentes de energía limpia”, señala el secretario ejecutivo de la institución.

Así lo confirmaría un estudio elaborado por el Ministerio de Energía, que concluyó que el sistema eléctrico nacional cuenta hoy con los recursos para sumar un 68% más de energías renovables, donde este tipo de energías podrían representar más del 40% de la matriz nacional.

Es más. Análisis realizados por especialistas del sector público y privado muestran que resultaría eficiente integrar energía eólica y fotovoltaica, que representen el 30% de la generación eléctrica nacional anual.

Un punto de vista distinto plantean en la consultora Systep tras señalar que efectivamente existe un costo, debido a la intermitencia de las energías eólica y solar, asociado a la reserva requerida para que el sistema opere con seguridad. De esta forma, “se espera que centrales de rápida respuesta, así como también sistemas de baterías y storage, sean recursos que permitan complementar a las energías renovables”, dice Rodrigo Jiménez, gerente general de Systep.

Y si hay un aspecto que en opinión del ejecutivo no se puede descuidar es que el marco regulatorio contemple una compensación adecuada a los proveedores de estos servicios complementarios, y que los costos sean asignados apropiadamente. Así, agrega el especialista de Systep, “se daría la señal correcta a quienes no contribuyen a la flexibilidad del sistema, de modo que el beneficio de la generación más económica de las ERNC sea superior al incremento de costos en servicios complementarios”.

¿Sistema en riesgo?

Otro de los dardos de la industria tiene relación con el bajo precio ofertado que se reflejó en la licitación pasada, el que se situó en torno a los US$ 47,6 por MWh. Una baja considerable que según expertos podría poner en riesgo la viabilidad del mercado eléctrico.

Pero en la CNE manifiestan lo contrario, argumentando que en Chile existe un mercado de libre entrada, en el cual la oferta y la demanda van configurando las condiciones de equilibrio, por lo que hasta el momento no hay elementos que permitan alertar sobre riesgos en la calidad y seguridad del suministro en el futuro.

A su vez, el atraso en las líneas de transmisión también es otro de los “fantasmas” que atenta contra la puesta en marcha de los proyectos energéticos y por ende, de la necesidad de que éstos cumplan con sus compromisos pactados en las licitaciones. De hecho, el tramo más complejo viene dado por la construcción de la línea Cardones-Polpaico de 500 kV, ya que existe un riesgo importante de un atraso mayor al constatado en las auditorías.

Sin embargo, esta situación fue prevista por varios desarrolladores de proyectos en las licitaciones pasadas, por lo que la mayoría de los proyectos que tienen PPA con distribuidoras no está en la zona norte del SIC, o entran en una fecha en que dicha línea esté operativa considerando cierto nivel de atraso.

El sistema eléctrico nacional cuenta hoy con los recursos para sumar un 68% más de energías renovables, según estudios realizados por el Ministerio de Energía.

“De todas formas, la interconexión SIC-SING dará un alivio a esa zona, en donde si bien los costos marginales cercanos a cero se podrían mantener, éstos sólo se presentarían en horas de alta coincidencia de los recursos primarios de generación”, explica el representante de Systep.

El SIC, por su parte, también podría presentar complicaciones por congestiones en la zona de Valdivia hacia el sur, particularmente desde el año 2022, si se considera que todos los proyectos que se adjudicaron bloques de energía se materialicen a tiempo.

Lo que viene

En enero de este año, la CNE informó que la próxima licitación pública nacional e internacional contemplaba subastar inicialmente 4.200 GWh anuales, a partir del 1 de enero de 2023, por 20 años.

Pero tras los resultados del informe definitivo de licitaciones de suministro eléctrico 2017, la proyección de demanda de energía eléctrica para el período 2017-2037 para clientes regulados experimentó una baja. ¿Las razones? Principalmente el menor crecimiento esperado, así como el traspaso de clientes regulados a régimen de clientes libres producto de una importante disminución de los precios de la energía.

Así, para la licitación de octubre de este año, los contratos de suministro se iniciarán el año 2024 y el monto de energía a licitar será de 2.200 GWh. Un proceso que pese al menor crecimiento de la demanda se proyecta competitivo, ya que se estima que el precio promedio podría ser menor que el de la licitación pasada. Este escenario podría darse dado a que el nivel de energía a licitar es pequeño y aún hay proyectos nuevos buscando oportunidades para obtener contratos.

Mientras tanto, uno de los desafíos que está en la discusión apunta a mejorar el tema de las garantías. Pues si bien ya se ha considerado duplicar los montos de las boletas de garantías, aún éstos representan una cantidad menor respecto de la inversión total involucrada.

“El problema de fondo es incorporar mecanismos que eviten o reduzcan la participación de especuladores, puesto que hoy hay dudas sobre la ejecución de proyectos que sustentaron ofertas de suministro a precios muy bajos”, concluye el ejecutivo de la consultora Systep.

Revista Nueva Minería & Energía © 2017 All Rights Reserved

Powered by Byacom