Licitaciones de suministro eléctrico: El día después
Las ERNC se adjudicaron más del 50% de la energía subastada en la reciente licitación de suministro eléctrico.
El 17 de agosto será una fecha recordada por la industria. Ese día, se concretó la más reciente licitación del suministro eléctrico, considerada la mayor subasta realizada en Chile para clientes regulados. Un proceso que fue celebrado por buena parte de los actores del sector, pero que no dejó contentos a todos. En estas páginas, especialistas analizan los pros y contras de esta apuesta que más de alguna inquietud comenzó a generar.
Daniela Tapia
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Ha sido el hito más importante en lo que va del año en materia energética. La apuesta más esperada por todos los actores del sector eléctrico que se jugaron el todo por el todo a la hora de presentar sus cartas.
Es que la reciente licitación de suministro eléctrico fue destacada como la mayor subasta realizada en Chile para clientes regulados. Un proceso en el que participaron 84 empresas nacionales y extranjeras.
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 año pasado y 63% en relación a la subasta que se generó en 2013, cuando el precio promedio llegó a US$ 129 el MWh.
El resultado de la subasta permitirá rebajar, según el gobierno, un 20% las cuentas de la luz a partir de 2021.
Celebrada por gran parte de la industria, la licitación superó las expectativas que se tenían. Así lo afirma Pedro Maldonado, ingeniero civil electricista de la Universidad de Chile, para quien este proceso fue crucial, porque permitió romper con el oligopolio en el segmento de la generación.
“Esta licitación redujo las barreras para la entrada de nuevos actores, facilitó el acceso masivo de las ERNC al sistema y disminuyó los precios”, sostiene.
Pero tras conocerse los resultados del proceso, se encendieron las alarmas frente a un aspecto que ha generado más de alguna inquietud: cómo el sistema eléctrico podrá enfrentar la intermitencia que tiene la operación de las energías solares y eólicas. No por nada, en el año 2021 estas energías inyectarán el 15% de la energía nacional gracias a la licitación.
“¿El sistema podrá ser operado con tanta ERNC intermitente sin la debida expansión paralela en sus tecnologías aliadas como la hidroelectricidad y el gas natural? La primera opción es un recurso chileno, natural y barato de operación, pero que no ha sido apoyado por el gobierno. Paradójicamente, en la Agenda de Energía se establece expresamente el desarrollo de esta tecnología, que en esta licitación definitivamente no mostró ser económica. Peor aún para el gas natural, que en este proceso no ganó ningún bloque”, señala Francisco Aguirre, director ejecutivo de Electroconsultores.
Sin embargo, quienes defienden la mayor penetración de proyectos ERNC en la matriz, que se adjudicaron más del 50% de la energía licitada, argumentan que de acuerdo a algunos estudios, el sistema será capaz de aceptar hasta un 40% de ERNC y, en el corto plazo, hasta un 20% o algo más de fuentes solares y eólicas.
“En el caso de un mayor porcentaje de ERNC, los efectos de la intermitencia se verán atenuados por la incorporación de sistemas de almacenamiento cada vez más competitivos como las centrales a bombeo y baterías, por ejemplo”, dice Pedro Maldonado, de la Universidad de Chile.
Las dudas de los bajos precios
Otro tema que preocupa en la industria es cómo se sustentan las propuestas realizadas, por ejemplo, por la empresa irlandesa Mainstream Renewable Power que ofreció paquetes a valores de US$ 29 el MWh y que se quedó con un 27% de la oferta subastada.
La reciente licitación de suministro eléctrico fue celebrada por buena parte de los actores del sector, pero no dejó contentos a todos.
Dado este precio tan bajo, asegura Francisco Aguirre, esta licitación evidenció la presencia de especuladores respecto al costo de inversión futuro de las ERNC adjudicadas, y que habrán de ser desarrolladas solo en 4 años más para cumplir con las adjudicaciones.
“La apuesta especulativa es que si la inversión no baja como lo previsto, el incumplimiento con los contratos es barato para las garantías dadas”, plantea el especialista de Electroconsultores.
El mayor problema, a su juicio, radicaría en que el 100% de las adjudicaciones están basadas en los precios indexados al CPI, índice de precios de consumo de Estados Unidos. Si éste crece como la estadística lo demuestra, hará que los precios regulados adjudicados suban más de un 80% en el largo período de duración de los contratos que llegan al 2042.
“Esto es contradictorio con la propia hipótesis que se plantean los desarrolladores de ERNC respecto a un descenso permanente de los costos de inversión tecnológicos”, agrega Francisco Aguirre.
Y es que los precios promedio que resultaron en la licitación representan sólo costos operacionales de “reemplazo” de contratos que vencerán en estos años inmediatos, según estima el ejecutivo de Electroconsultores.
“No representan los costos de desarrollo de las centrales convencionales indispensables para sustentar y respaldar el crecimiento económico de cualquier país”, añade.
Desde la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), en tanto, han dicho que el precio promedio que se adjudicó la licitación -US$ 47,6 MWh- es un valor que a nivel de procesos de licitación recientes, es similar al de otros países.
“Eso habla de que es un precio sustentable, pues las compañías han logrado tener un conocimiento más acabado que el que había hace algunos años respecto de la calidad de los recursos, entre otros aspectos”, argumenta el director ejecutivo de la entidad gremial, Carlos Finat.
A ojos del sector, la mayor sorpresa que dejó esta licitación fue que las generadoras tradicionales quedaron fuera del proceso, pues sus ofertas, pese a ser más bajas que el proceso anterior, no fueron competitivas.
Fue el caso de Colbún, que presentó ofertas por 5.400 GWh a un valor promedio de US$ 65,9 el MWh; AES Gener, con ofertas por 8.600 GWh, a un valor promedio de US$ 67 el MWh, y Engie Energía Chile (ex E-Cl), que ofertó por más de 1.000 GWh, a un valor de US$ 70,9 el MWh. Endesa fue la excepción al adjudicarse el 48% de lo que se estaba ofertando.
Fueron 12.430 GWh que se adjudicaron a un precio promedio récord de US$ 47,6 por MWh en la actual licitación, un 40% más bajo comparado con el proceso que se realizó el año pasado.
En este sentido, Mauricio Olivares, investigador del Centro de Energía de la Universidad de Santiago de Chile, destaca los dos nuevos procesos que se abrirán en los próximos años donde estas empresas podrán participar nuevamente.
“Con precios adjudicados tan bajos, es posible que vender la producción al mercado spot será más conveniente, con precios esperados cercanos a US$70 por MWh para el año 2021, fecha en la cual no se proyectan grandes desacoples producto de la entrada de la interconexión entre el SIC y el SING, el sistema de 500 Kv del norte del SIC y varias nuevas inversiones en transmisión, que apuntan a tener un sistema eficiente y acoplado”, señala el investigador.
Frente a este escenario, pareciera ser que las empresas tendrán que adaptarse a mercados eléctricos distintos de los que conocieron históricamente, algo que ya está ocurriendo en Estados Unidos y en Alemania.
“Hay otras licitaciones en perspectiva, lo que obligará a las empresas a innovar y a acostumbrarse a menores tasas de ganancia”, indica Pedro Maldonado, experto de la Universidad de Chile.
