Algunas consideraciones tras la reciente licitación eléctrica

SUSANA JIMENEZ LYD 2013El proceso de licitación de suministro eléctrico, que ofreció 12.430 gigawatt-hora (GWh/año) de energía para abastecer por 20 años a los clientes regulados a partir del año 2021, fue adjudicado con gran éxito esta semana. Participó un número importante de oferentes (84 propuestas), y se alcanzó un precio medio de adjudicación de 47,59 dólares por megawatt hora (US$/MWh), lo que resultó significativamente más bajo que en el proceso de licitación anterior de volúmenes similares (diciembre del 2014, 11.955 GWh/año, precio medio de 99 US$/MWh).

Resulta interesante analizar qué fue lo que cambió en el ambiente para que surgiera tan amplio interés por ofertar energía con proyectos nuevos y existentes. Cabe recordar que los precios de las licitaciones de los últimos años no solo fueron muy superiores, sino que además no se pudieron adjudicar completamente, e incluso algunos tuvieron que declarase desiertos. Ahora, en cambio, la energía ofertada superó en siete veces los montos licitados, revelando que existe una amplia cartera de proyectos disponibles para ser desarrollados.

Susana Jiménez, Coordinadora de Políticas Públicas de Libertad y Desarrollo, analiza algunos factores que explican el buen resultado de esta licitación eléctrica.

Una de ellas dice relación con el proceso propiamente tal, el cual se llevó a cabo con mayor anticipación a la solicitud de suministro (5 años). Hubo también otras modificaciones que se introdujeron en la Ley N°20.805 de licitaciones eléctricas aprobada el año 2015 que redujeron los requisitos para participar del proceso. Es así como se introdujo un mecanismo de revisión de precios que permite traspasar ciertos costos cuando estos se originan en cambios no previsibles y se admitió a oferentes con nuevos proyectos de generación postergar el inicio de suministro o poner términos a los contratos en caso de enfrentar problemas por razones inimputables. A ello se suma que se amplió el plazo de las licitaciones a 20 años y se agregó la opción de ofertar en tramos horarios.

Otro elemento que favoreció los resultados fue la aprobación de la ley N° 20.936 de transmisión de energía eléctrica aprobada recientemente. Esta ley simplificó el sistema de tarificación traspasando los costos a los consumidores finales, y redujo la incertidumbre de los generadores al establecer una planificación con mayor holgura del sistema, situación que debiese haber impactado a la baja en los precios ofertados en a lo menos US$5 por MWh.

El inminente término de contratos de las tres principales generadoras del país también contribuyó en parte, al generar una mayor presión competitiva en este proceso de licitación. Era sabido que habría una disposición a ofertar precios significativamente menores que en licitaciones anteriores, a fin de no quedar con energía disponible sin contrato, como finalmente terminó sucediendo para dos de ellas. La necesidad de lograr contratos de suministro de energía era transversal, puesto que las expectativas para la venta alternativa, vale decir a través del mercado spot, no resultaban tan atractivas como en años anteriores. La razón de ellos es la ralentización de la demanda y la baja en el precio de los combustibles fósiles (petróleo, gas y carbón), entre otros. Ello también imponía una mayor presión competitiva al proceso.

Otro de los factores que influyó, sin duda, fue la sustancial reducción de costos de las tecnologías de generación intermitente, como la solar fotovoltaica y la eólica. Esta rebaja de costos ha permitido que las fuentes de energía renovable se volvieran fuertemente competitivas.

Por último, ayudaron las reducciones de precios de los combustibles (el precio del petróleo, por ejemplo, ha caído 60% en dos años), lo que se vio reflejado en menores precios ofertados con fuentes convencionales.

En síntesis, los buenos resultados observados en la reciente licitación responden a factores internos y externos. Ciertamente cabe reconocer la gestión de la actual administración que logró eliminar obstáculos que tenían postergadas las decisiones de inversión, aun cuando introdujo algún grado de riesgo al sistema, como veremos a continuación. Otras medidas, como la ampliación de giro de Enap para incursionar en el mercado de generación eléctrica, no tenían fundamento y, por lo mismo, no tuvieron mayor efecto en este proceso. Pero lo importante es que se logró generar las condiciones propicias para atraer inversión privada, dejando aparentemente atrás la preocupación por una posible estrechez energética en el futuro cercano.

Los precios ofertados generaron amplia sorpresa, dados los bajos niveles alcanzados. Sin embargo, lo cierto es que también provocaron alguna cuota de preocupación. Resulta difícil de explicar propuestas de proyectos solares con precios inferiores a US$30 por MWh para el tramo horario diurno, o eólicos con precios inferiores a US$40 por MWh para suministro de 24 horas. Existe, por tanto, una legítima inquietud que dichas ofertas se hayan realizado apostando a que los costos de esta tecnología sigan bajando y aumenten su eficiencia en los próximos años. Como la obligación de suministro comienza recién en 5 años más y estas plantas se construyen en un plazo que no supera los 18 meses, habría tiempo para que “la realidad se ajuste a la expectativa”.

Cabe además señalar que si bien se contempló la entrega de boletas de garantía y existen multas por atrasos y/o cancelaciones del contrato de suministro, existe un riesgo importante de sumar a actores menos confiables o solventes al sistema con los cambios introducidos al proceso de licitaciones, sobre todo cuando el patrimonio que arriesgan es relativamente pequeño. Si a ello se suma la perspectiva de menores precios en el mercado spot, podría pensarse que existió un incentivo mayor a especular con las ofertas presentadas (pues podrían comprar la energía en el mercado de no contar con un proyecto a firme); pero a esos precios ofertados el riesgo que se habría asumido resulta seriamente irracional.