Licitación de suministro eléctrico 2023: Expertos analizan cambios realizados a las bases y ratifican alza en precio de ofertas

Luego que el 4 de abril se materializara el primer hito del proceso de licitaciones de suministro para clientes regulados 2023 con la apertura del período de inscripción en el Registro de Instituciones y Usuarios Interesados, el lunes la Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió las bases preliminares del proceso, la que incorpora innovaciones respecto del tratamiento de riesgos de mercado e incentivos para almacenamiento y energías renovables no variables.

El proceso suscita atención de la industria. Si bien la licitación del proceso 2021/01 fue adjudicada totalmente, se arrastra un complejo telón de fondo cuando en la licitación del año pasado se adjudicó solo 777 GWh de los 5.250 GWh licitados para el año 2027. Desde ese entonces, el escenario ha visto difíciles contingencias como la insolvencia de firmas renovables, lo que mantiene la duda de lo que podría ocurrir este año. 

En esta última versión, que considera las nuevas proyecciones de demanda de acuerdo al Informe de Licitaciones 2022, está licitando 1.800 GWh para el año 2027. Esta cifra es menor que el monto no adjudicado en la licitación pasada, explican desde la CNE, producto tanto de una reducción en la proyección de demanda, como de la decisión de mantener una menor holgura de contratación, para aportar a reducir la sobrecontratación que existe actualmente en los contratos regulados que hace que los suministradores facturen menos energía de la que se proyectaba que debían suministrar.

En sí, el proceso contempla la subasta de un total de 5.400 GWh, divididos en dos bloques de suministro de 1.800 GWh y 3.600 GWh cada uno, destinados para cubrir el consumo a partir de 2027 y 2028. Y, además, diversos ajustes que buscarían evitar las situaciones conocidas y dar competitividad al proceso.

Consultada, la CNE destaca que los cambios más importantes en las bases son el nuevo diseño con segmentación en tres zonas geográficas del país, la posibilidad para el suministrador de traspasar los costos sistémicos que enfrenta en el mercado de corto plazo, el incentivo a los medios de almacenamiento y energías renovables no variables, y el aumento de la duración del contrato a 20 años.

«Con estas innovaciones, se pretende reducir en forma significativa los riesgos que enfrentan los suministradores en el mercado de corto plazo, hacer que los proyectos que sustentan los contratos sean más financiables, y fomentar la instalación de proyectos que aporten a disminuir los desacoples y congestiones que se han observado en el mercado de corto plazo», señala la entidad.

¿Pero cuál es el análisis de los expertos de los cambios, considerando lo ocurrido en el proceso del año pasado y las contingencias que han marcado al sector en el último tiempo? Un cambio que se consideró importante fue la segmentación zonal. Cada bloque de suministro se divide a su vez en tres segmentos zonales diseñados para aislar y reducir los efectos de desacoples de costos marginales en el mercado de corto plazo a lo largo del sistema eléctrico nacional.

El socio director de la consultora energiE, Daniel Salazar, reconoce que son varias las modificaciones realizadas, lo cual se debe valorar de cara a la situación que enfrentan varias empresas del mundo renovable variable. «Probablemente el cambio más relevante es el que se refiere a la zonificación del suministro, pues éste recupera -en parte- la señal de localización y reduce el riesgo nodal (de desacople)», afirma. 

Otra medida que no pasó desapercibida es que se permite que el oferente traspase al precio de la energía del contrato los distintos pagos laterales que constituyen los costos sistémicos de la operación en el mercado de corto plazo. Dichos costos sistémicos se traspasarán a través de un nuevo componente en la fórmula de indexación, de acuerdo a los pagos reales incurridos en el semestre anterior. Así, dicen desde la CNE, se elimina el riesgo por este concepto, el que de lo contrario sería internalizado en los precios de oferta, posiblemente con un premio adicional por riesgo.

Rodrigo Castillo, hoy socio fundador de Táctica Abogados Consultores y exdirector ejecutivo de Empresas Eléctricas, quien también respalda la segmentación zonal, sostiene respecto a la segunda medida: «Creo que la CNE hizo lo correcto al sacar los costos sistémicos y ponerlo como parte del indexador, porque cuando hay un riesgo difícil de predecir y de magnitud, y se deja ese riesgo del lado del oferente, probablemente ese oferente pondrá el precio actual más un delta de mayor riesgo». Por lo tanto, añade, «eso tiende a aumentar aún más el precio y al mismo tiempo a generar menor competitividad, porque habrán actores que no querrán asumir ese riesgo».

Esta segunda medida no se había tomado -explica Castillo- porque los costos sistémicos solían ser de menos de US$ 3, pero hoy estos bordean los US$ 20. Según detalla, estos van al alza en función del aumento de penetración de energías renovables que ha hecho que aumenten especialmente los servicios complementarios y dentro de estos últimos fundamentalmente aquellos relacionados con mínimos técnicos.

Para el académico de la U. de Santiago, Humberto Verdejo, el nuevo proceso recoge los costos asociados a los servicios complementarios, puesto que de una u otra manera las licitaciones anteriores se atribuyen solamente el precio de la energía. En ese sentido, destaca la introducción del almacenamiento, ya que -a su juicio- «busca evitar que no vuelvan a ocurrir este tipo de situaciones en que la empresa no puede cumplir su contrato porque no hay líneas de transmisión o se producen vertimientos». «Creo que es clave lo del almacenamiento. Es una muy buena señal, lo que indudablemente hará que los costos sean mayores eso sí. No creo que las licitaciones sean tan económicas como antes», adelanta.

De acuerdo a los ajustes de la CNE, para efectos de la evaluación y comparación de las distintas ofertas, se otorgará un descuento a las ofertas en horario nocturno respaldadas con medios de almacenamiento o energías renovables no variables (como centrales CSP, de bombeo o geotérmicas). El descuento corresponde a 0,15 US$/MWh por cada GWh de generación en horario nocturno, y tendrá un techo máximo de 15 US$/MWh.

Las dudas

Sin embargo, como era de esperar, quedaron dudas. Castillo indica que las bases excluyen del incentivo establecido para las unidades renovables con capacidad de proveer energía continua por períodos prolongados a las empresas hidroeléctricas. «Esta exclusión no parece tener justificación técnica pues si bien es correcto que el aporte de esta tecnología ha disminuido en términos absolutos debido a las sequías, lo que se busca no es capacidad intra anual o entre distintas estaciones, cuando en efecto puede haber variabilidad, sino certeza intra diaria o de corto plazo, caso en el cual el aporte de las hidro es seguro y totalmente predecible», dijo.

Y agrega: «Esta exclusión realmente me parece inexplicable en momentos en que la idea es descarbonizar la matriz. La hidroelectricidad es, a nivel mundial, un factor clave de la descarbonización».

Mientras, Salazar plantea una reflexión más general en cuanto a que, «el problema que enfrentan algunos actores, los tiempos de diseño e implementación de posibles soluciones regulatorias más estructurales, los tiempos que tomará contar con la nueva infraestructura que requiere el proceso de transición en curso, introducen riesgos de una profundidad tal que difícilmente puedan ser mitigados por los cambios introducidos en las bases».

Los precios

Si bien al iniciar esta licitación los expertos ya vaticinaban un alza en el precio de las ofertas presentadas, ahora con más información en mano, parece ser una consigna segura. Eso sí, dicen algunos, sería poco probable que se repita el escenario vivido en el proceso anterior con los ajustes realizados por la CNE, aunque de todas formas quedaría energía sin adjudicar. Un factor clave -dicen-será el precio de reserva o valor máximo de las ofertas que podrán ser adjudicadas que debe definir la CNE.

Castillo explica que, con esta nueva modalidad en que se separa por región y, por lo tanto, disminuye el riesgo de desacople, y al mismo tiempo se sacan los costos sistémicos que era otro factor que implicaba mayor riesgo y que aumentaría el precio, «es probable que el precio nominal se vuelva a parecer a los precios nominales que veíamos en el pasado» (del orden de los US$ 30 o 40). «Pero hay que tener en mente que eso va a ser algo relativamente artificial, porque a eso hay que sumarle por lo menos los costos sistémicos actuales que son US$ 18».

Con esta disminución del riesgo, Castillo añade que existe una gran probabilidad de que algunas empresas -que no participaron en el proceso anterior-lo hagan esta vez.

Respecto al último proceso de licitación, plantea Salazar, «no existe ningún factor cuya variación haga prever ofertas de menor precio. Y no podemos desconocer que los cambios introducidos pueden convertirse en un esfuerzo estéril si el precio de reserva no se adecua a los riesgos y expectativas del mercado».

Y recalca: «La gran definición se jugará en el precio de reserva, pero en el contexto actual, dificulto que éste se eleve en forma sustantiva, luego, es probable que sólo se logre una adjudicación parcial».

Verdejo recuerda lo ocurrido a fines del año pasado cuando emergió el primer caso de insolvencia de firmas renovables. Aspectos como los problemas de financiamiento que están sufriendo algunas firmas y la incorporación del almacenamiento en estas bases, harían que indudablemente no puedan presentarse ofertas tan económicas. En esa línea, apunta a que el precio de reserva será más alto que el del año pasado.

En los ajustes de la CNE se considera que, para ofertas de 24 horas, se evaluará el precio de reserva considerando su promedio equivalente de 24 horas, en lugar de por bloque horario. Y, en la etapa de subasta, se permitirá que la eventual segunda etapa de subasta sea adjudicada en forma parcial, si el monto adjudicado cumple con el perfil de 24 horas.

Fuente: Diario Financiero