Notas sobre las licitaciones de energía sujeta a precios regulados

Los resultados de las recientes licitaciones revelan los problemas en el diseño de las bases, en la definición de una estrategia óptima de contratación y en el chequeo de la costo-eficiencia de la adjudicación.

Por Cristián Marcelo Muñoz

En la reciente licitación de la energía sujeta a precios regulados¹, Enel se adjudicó el 100% de los 3.600 GWh de energía licitada, el equivalente al 12% del consumo actual de la energía sometida a una regulación de precios. Los contratos de suministro se inician en 2027 y su duración es de veinte años. Si bien, la empresa ofertó los menores precios: USD 56,7/MWh para un suministro 24×7, las bases diseñadas por la CNE tienen problemas en su estructura.

Por primera vez se permite que los generadores traspasen a los clientes todo el riesgo de los crecientes cargos de red (que hoy equivalen a más del 20% del precio de adjudicación), mientras que los clientes no tienen ningún tipo de gestión sobre ellos. Estos cargos de red comprenden las costosas operaciones forzadas de las unidades termoeléctricas, cada vez más frecuentes debido a las restricciones informadas por los mismos propietarios de las unidades: mínimos técnicos termodinámicos y número máximo de ciclos de partida/parada, y con otros indeseados resultados como el incremento en las emisiones de CO₂ y en los vertimientos de energía renovable. Adicionalmente, están los costos crecientes de estabilizarle el precio a los generadores solares FV de pequeña escala; en su origen una simple operación de estabilización, pero que, más bien, se transformó en un subsidio².

La garantía financiera solicitada a los generadores por término anticipado de contrato, fue de poco más del 4% del valor presente del contrato, el equivalente a USD 2,4/MWh. Así, las bases le permitieron a los generadores participar en la licitación con el equivalente a una razón deuda capital de 100 a 4 o del orden de 25:1. Alto o bajo, este leverage se parece más al de un banco que al de una empresa eléctrica típica³. Si el costo estimado de cumplir con el contrato aumenta por sobre cierto umbral, la empresa podría abandonar el contrato, incluso perdiendo la boleta de garantía. En este caso, será el resto de los generadores quienes deberán asumir el costo de suministrar el contrato, tal como ya ha ocurrido en los últimos años.

Enel respaldó su oferta de suministro con la generación de sus actuales centrales, a pesar de que en los últimos 6 años la empresa ha sido deficitaria de energía, llegando a comprar energía en el Mercado Spot por el equivalente al 74% de su generación. Esto es posible, porque las bases permiten que los generadores respalden sus contratos con generación termoeléctrica ineficiente, varias veces más cara que el valor de su oferta, permitiéndole al generador tomar contratos más allá de su producción eficiente. Una ventaja para los generadores incumbentes con generación termoeléctrica, pero que conlleva un riesgo de descalce del suministrador que será asumido por el sistema o por los propios clientes.

Las bases diseñadas por la CNE también entregan espacio para que un generador suficientemente grande realice ofertas vinculantes en todas las zonas geográficas, y con ello pueda bloquear ofertas 24×7 más baratas, pero que abarquen menos zonas. Tampoco hay un chequeo de concentración en el mercado de los contratos. Enel, por ejemplo, ya agrega cerca del 40% del total de los contratos de suministro.

Finalmente, la costo-eficiencia de la adjudicación también debiese ser chequeada. Si bien, como lo ha señalado la CNE, no es concluyente comparar el precio de adjudicación con los resultados de las licitaciones pasadas, porque efectivamente han cambiado las expectativas en los precios de los commodities, que determinan los costos de las tecnologías, tampoco lo es que el precio de adjudicación sea menor al de reserva. La comparación correcta se debe hacer con la proyección de costos marginales que resulte de una expansión eficiente, por ejemplo, las proyecciones del CEN en su estudio de Plan de Expansión de la Transmisión 2023 (PET 2023)⁴, cuyos resultados fueron presentados a la CNE en enero de ese año y sirvieron de base al posterior estudio de almacenamiento de agosto de ese año⁵. Coincidentemente con la discusión del proyecto de ley de Almacenamiento durante 2023⁶, el CEN en sus ejercicios de planificación indicaba que era óptimo que en 2026 entraran no menos de 2.000 MW en sistemas de almacenamiento, en perspectiva unas cuatro centrales del tamaño de Colbún, con una inversión de más USD 3.000 millones. En las proyecciones del CEN, el costo marginal promedio proyectado, en el horizonte del suministro licitado, era de menos de USD 30/MWh, prácticamente la mitad del valor ofertado por Enel.

En resumen, los resultados de las recientes licitaciones revelan los problemas en el diseño de las bases, la falta de una estrategia óptima de contratación: horizonte y energía a contratar, y una, al menos aparente, incoherencia entre la costo-eficiencia de la adjudicación y las proyecciones de largo plazo del CEN, las que determinan en gran medida las inversiones que se requerirán en la expansión del sistema de transmisión.

Notas

1. 1. 1. 1. Resolución Exenta N°47 del 9 de febrero de 2024 que fija las bases de la Licitación de Suministro 2023/01.
         2. C. Muñoz, Vertimientos y los costos de la estabilización de los generadores solares FV de pequeña escala, febrero de 2024, Breves de Energía. C. Muñoz, Vertimientos de energía renovable y los costos del Precio Estabilizado que reciben los pequeños generadores, noviembre de 2023, Breves de Energía. C. Muñoz, Generadores solares de pequeña escala: Costo Nivelado vs. Precio Estabilizado, agosto 2023, Breves de Energía.
         3. Este problema fue advertido a tiempo con motivo de los contratos de energía regulada asignados por la CNE a Mainstream en 2016, la misma que hoy presenta serios problemas financieros. Véase, C. Muñoz y A. Galetovic, Licitaciones de energía, garantías y leverage, diciembre de 2016, Breves de Energía.
         4. Propuesta de Expansión de la Transmisión: Proceso de Planificación de la Transmisión 2023, Coordinador Eléctrico Nacional, enero de 2023.
         5. Estudio de Almacenamiento de Energía en el SEN, Coordinador Eléctrico Nacional, agosto de 2023.
         6. Proyecto de ley que modifica la Ley General de Servicios Eléctricos, en materia de transición energética que posiciona a la transmisión eléctrica como un sector habilitante para la carbono neutralidad. Boletín N° 16.078-08, 10 de julio de 2023.

.