Con menos del 15% de la energía adjudicada a dos generadoras, finalizó la licitación pública para el suministro de energía y electricidad, realizada por la Comisión Nacional de Energía (CNE).
El proceso contempló un total de 5.250 GWh/año de energía, para abastecer las necesidades eléctricas de los clientes regulados (hogares, comercios y pequeñas empresas) del Sistema Eléctrico Nacional, durante 15 años a partir de 2027.
Y aunque inicialmente se presentaron 15 generadores, solo dos continuaron en la carrera hacia la etapa de subasta, ofreciendo precios por debajo del precio máximo de reserva de $ 41 MWh.
En el proceso, donde participaron empresas nacionales e internacionales, se ofrecieron un total de 10.125 GWh, lo que representa casi el doble de la energía solicitada. Sin embargo, solo dos generadores lograron ganar los tres bloques de suministro considerados.
Se trata de la empresa española Fotowatio Renewable Ventures (FRV), que a través de su filial en Chile se quedó con 651 GWh anuales licitados, a un precio promedio de US$37,19 por hora. El segundo es Zapaleri. La firma ligada a la china Canadian Solar se quedó con 126 GWh al año, con un precio promedio de US$ 38,35 MWh. Ambos contemplan el desarrollo de nuevos proyectos de energías renovables con almacenamiento.
Así, el proceso colocó solo el 14,8% del suministro eléctrico total licitado, por lo que la CNE ya mira hacia el próximo año para subastar el resto. Con esto, el proceso quedó muy por debajo de las estimaciones del mercado, que apuntaba a una adjudicación de entre 20% y 25%.
“Estos procesos son periódicos y, probablemente, el próximo año habrá un nuevo proceso, en el que se buscará lo que sobra y lo que no se ha licitado este año. La CNE está monitoreando permanentemente las condiciones del mercado eléctrico para estos efectos”, dijo Marco Antonio Mancilla, secretario(s) ejecutivo(s) de la CNE.
Si bien la instancia valoró los “precios eficientes” logrados en el proceso y la tecnología renovable que utilizarán los adjudicatarios, el nivel obtenido en esta licitación contrasta con los US$ 23,78 MWh obtenidos en septiembre de 2021.
Desde el mercado se diferencian a la hora de analizar si el proceso fue exitoso.
Para el director ejecutivo de la consultora SPEC, Carlos Suazo, hay dos visiones posibles. “La primera es positiva, ya que las ofertas recibidas para el proceso sumaron un número de 15 empresas por poco más de 10.000 GWh/año. Prácticamente se trata del doble de la energía ofertada en la convocatoria. Si bien los números son inferiores a los observados en otras subastas, la tendencia es consistente con el interés de las empresas por participar en el proceso”, destaca.
Por otro lado, un aspecto menos auspicioso apunta al bajo nivel otorgado. En esta línea, afirma que “sorprendió el bajo volumen de ofertas recibidas en la segunda etapa, luego de conocer el precio de reserva de los diferentes bloques horarios”, que se fijó en US$41/MWh y US$45,50/MWh sobre precio de reserva ( valor máximo) para los tres bloques de tiempo.
Esto provocó que “en la primera etapa, cerca del 80% del volumen de energía ofertado, descartara su participación en las ofertas de la segunda etapa”, dice Suazo.
Para Suazo, no es nuevo que una licitación no coloque toda la oferta ofertada. “La situación actual no es la primera vez que sucede. Ocurrió durante la crisis del gas argentino en el período 2006-2008, además de lo vivido entre 2012-2014. En uno de los procesos se abandonó el 85% del suministro, a pesar de tener un precio techo de US$ 140 MWh. En tales casos, se realizó una nueva convocatoria que incorporó variaciones en el diseño de la subasta (introducción del precio de reserva, diseño de bloques horarios, entre otros)”, puntualizó.
Menos optimista fue la mirada de María Isabel González, directora general de la consultora Energía, quien señaló que “no parece una licitación exitosa”.
“Aunque el precio es bastante razonable, no parece un completo acierto. (El resultado) demuestra la incertidumbre que están percibiendo los inversionistas respecto al desarrollo del sector con una sequía severa y un proceso acelerado de descarbonilación que debe ser reconsiderado”, comentó.
Para el perito, la CNE deberá volver a licitar el resto.
Por su parte, el gerente de desarrollo y nuevos negocios del mercado de energía Platform Energy, valoró el esquema de licitación realizado, ya que a su juicio, estos procesos “han demostrado ser un pilar para el desarrollo de proyectos renovables, reducir la volatilidad de precios y la dependencia sobre combustibles fósiles importados”, que ha servido de apoyo para la transición hacia una matriz energética menos contaminante.
Eso sí, calificó de “previsible” que los precios de esta licitación sean superiores a la licitación celebrada en 2021. “En este aspecto hay varios factores que inciden y que configuran un escenario diametralmente diferente. Por un lado tenemos una inflación tanto nacional como internacional al alza, un nivel alto del dólar y un aumento en los costos de transporte de materiales y equipos importados, entre otros”, dijo.
Por su parte, la Asociación de Empresas Eléctricas, que agrupa a las principales empresas distribuidoras de energía eléctrica del país, indicó que “este proceso nos muestra que hay condiciones de mercado diferentes a las de los procesos más recientes, sin embargo, es claro que disponible en el mercado para cubrir las necesidades futuras de los clientes regulados, esperamos poder avanzar en un nuevo proceso que nos permita atender de manera óptima esa demanda”.
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