Con una oferta que superaba en siete veces la demanda, la expectativa que generó la apertura de las ofertas económicas para la licitación de suministro eléctrico de 12.430 GWh, a partir de 2021 y por un período de 20 años, sólo se vio eclipsada por los bajos precios que fueron puestos sobre la mesa.
Y es que si bien se esperaban bajos precios, nadie apostaba a que, incluso, serían inferiores a los US$ 30 MWh.
Por ello, los murmullos se hicieron sentir con fuerza cuando Francisco Sánchez, gerente de regulación de CGE -que actúa como contraparte de la Comisión Nacional de Energía (CNE)-, informó que el proponente Río Escondido ofertó un precio de US$ 29 MWh para el bloque horario 2 B, el cual va entre las 08:00 y las 17:59 horas, donde se subastaron 1.000 GWh por año. Y el asombro prosiguió cuando a los pocos segundos Sánchez dio a conocer que el oferente Valle Escondido hizo una oferta de US$ 29,2 MWh, para el mismo bloque.
Ambas conforman un proyecto solar que desarrolla la empresa Mainstream, por una inversión que bordea los US$ 300 millones.
Otro oferente que hizo una apuesta similar fue Sun Edison. A través de su planta solar fotovoltaica María Elena ofertó US$ 29,100 MWh en el bloque 2 B. En tanto, Avenir El Avisadero Spa, de la firma Solar Energy, apostó con un precio de US$ 29,886 en el mismo bloque.
Más allá de estas ofertas que fueron las más bajas, varias propuestas económicas se ubicaron en el rango de entre US$ 30 MWh y US$ 40 MWh, las que casi en su totalidad correspondían a desarrolladores ERNC, principalmente solares y eólicos.
Pese a que los expertos estiman que estos precios bajos, en parte, reflejan el elevado nivel de competencia que hay en el sector, muestran preocupación sobre si podrán ser sostenibles en el largo plazo.
A su vez, una parte considerable de las propuestas se ubicó entre US$ 50 MWh y US$ 60 MWh. También hubo ofertas por sobre estos niveles, aunque se observaron pocas propuestas por sobre los US$ 90 MWh. Y sólo una oferta, realizada por Comasa S.A. superó los US$ 100 MWh, al poner sobre la mesa un precio de US$ 110 MWh.
“Es una demostración de que a través de políticas públicas el Estado puede jugar este rol, que es traer más competencia al mercado”, afirmó el ministro de Energía, Máximo Pacheco, luego que se informaran los precios.
En una breve entrevista telefónica con la agencia Reuters, Pacheco destacó que atractivas propuestas basadas en Energías Renovables No Convencionales -como eólicas y solares- contribuirán a una matriz más limpia.
"Vamos a tener precios que son muy por debajo de US$60 el megavatio/hora, que es un precio menos de la mitad de lo que era hace dos años y medio", afirmó Pacheco.
"Estamos muy contentos del resultado en precio pero también del hecho de que vamos a tener energía más barata y más limpia", agregó.
Los resultados de la licitación, en la que una cifra récord de 84 generadoras tanto nacionales como extranjeras presentaron ofertas, se conocerán este miércoles.
La cantidad de propuestas ingresadas superó ampliamente a las 38 compañías que presentaron ofertas en la licitación de tres bloques de energía por 1.200 GWh para el periodo 2017-2036, que se realizó en octubre de 2015. Dicho proceso se adjudicó a precio promedio de US$79,3/MWh.
El proceso actual considera la licitación de 5 bloques de suministro, equivalente a aproximadamente un tercio del consumo actual de los clientes regulados de los Sistemas Interconectados Central (SIC) y Sistema Interconectado del Norte Grande (SING).
Con todo, según estimaciones de fuentes de la industria, el precio promedio de este proceso estará en torno a US$ 50 MWh e incluso podría ser más bajo. De ser así, esto implicaría un descenso de al menos 37% en relación al de la licitación de octubre de 2015, cuyo precio fue de US$ 79,3 MWh. Asimismo, implicaría una reducción de 63% respecto de 2013, cuando se observó el nivel más alto (US$ 135,92 MWh).
Además, sería el menor precio desde que se iniciaron estos procesos en el 2006, pues hasta ahora el récord lo tiene la licitación de 2007 (US$ 66,13 MWh).
Antes de que se conocieran las ofertas económicas, en el mercado se rumoreaba que los candidatos favoritos a ganar la subasta eran los convencionales. En particular, Endesa Chile, Colbún y AES Gener.
Ello, principalmente porque a las tres se les vencen contratos que representan parte importante de la energía que pueden inyectar, por lo que se especulaba que podían amortizar sus centrales en operación y ofrecer precios muy competitivos para asegurar la renovación de sus contratos.
Sin embargo, ayer todo esto quedó en entredicho y surgieron dudas de sus reales posibilidades. En el caso de Endesa, sus ofertas fueron entre US$ 49 MWh y US$ 52,9 MWh en el bloque 1. En tanto, las que hizo en el bloque 2-A fluctuaron desde US$ 49,7 MWh a US$ 64,9 MWh; en el bloque 2-B fueron entre US$ 39 MWh a US$ 64 MWh; y en el bloque 3 fueron desde US$ 47 MWh a US$ 51 MWh.
Por su parte, Colbún hizo ofertas en un rango de US$ 61 MWh a US$ 76 MWh en los bloques donde apostó. En tanto, AES Gener ofertó precios entre US$ 57 MWh y US$ 61 MWh para el bloque 1, mientras que en el bloque 2 su oferta partió desde US$ 32,9 MWh.
En este escenario, tanto Ramón Galaz, gerente general de la consultora Valgesta, y Hugh Rudnick, académico de la Pontificia Universidad Católica (PUC) estimaron que Endesa es la que tiene mayores posibilidades de adjudicarse parte de lo subastado, mientras que las otras dos tienen un panorama más complejo.
Chile da a conocer hoy el resultado de la Licitación de Suministro 2015/01, la mayor de la historia del país. Abierta a todo tipo de tecnologías de generación, servirá para adjudicar el 30 por ciento del consumo previsto entre los años 2021 y 2040, unos 12.430 GWh anuales.
Con detalle, se ha subastado el abastecimiento a los consumidores regulados -domésticos en su mayoría- de dos de los cuatro sistemas eléctricos del país, SIC y SING.
La intención del Gobierno es abaratar costes, y prevé un precio de unos 70 dólares por MWh, la mitad que en la subasta anterior, de 2013, donde fue de 135 MWh.
A la convocatoria del Ministerio de Energía han respondido 84 organizaciónes, desde multinacionales a pequeños promotores . Como adelantó elEconomista, al menos cinco compañías españolas participan en la puja: Acciona, Gas Natural Fenosa (GNF), Ibereólica, Cox Energy y OPDE.
La subasta se ha organizado por bloques horarios para incentivar la entrada de tecnologías renovables intermitentes, como eólica y fotovoltaica. Casi todas las empresas apuestan por las tecnologías limpias; GNF, además, puja para conseguir una tarifa para su proyecto de ciclo combinado de gas de 600 MW de Tierra Noble.
Sin embargo, las posibilidades de que este proyecto salga elegido son pocas, como ha reconocido la propia empresa, por culpa del mecanismo retributivo regulado.
La razón estriba en que este tipo de centrales están obligadas a indexar sus tarifas a las proyecciones futuras del precio del hidrocarburo, lo que les resta competitividad frente a otras fuentes o frente a centrales ya instaladas.
Como el problema afecta a la tecnología, necesaria para garantizar el suministro, el Gobierno baraja modificar las reglas de futuras subastas para incentivarla, al igual que ha hecho con las renovables.
