Licitación: El efecto “óptimo parejo” que adjudicó menos compañías de lo esperado y la posible subasta por 7 TWh

Si la CNE hubiera aceptado las ofertas finales de seis empresas, se hubiera adjudicado más del doble del resultado final a un precio menor que los 37,38 dólares por MWh. ¿Qué ocurrió y qué se espera? El análisis de César Vásquez Hormazábal, experto en energía.


Finalmente, tal como dio a conocer Energía Estratégica (ver), sólo dos empresas fueron adjudicatarias de la Licitación de Suministro, celebrada el pasado 1 de agosto.

Por un lado, la multinacional Canadian Solar, que a través de la firma Zapaleri adjudicó 126 GWh/año a un precio medio de 38,359 dólares; por otro, la española Fotowatio Renewable Ventures (FRV), con la firma FRV Development Chile, que se quedó con 651 GWh/año a 37,190 dólares MWh.

En suma, se adjudicó 777 GWh/año a un precio promedio de 37,38 dólares por MWh. Es decir, un 14,8% de la energía total subastada, considerando que se ponían en juego 5.250 GWh/año a fin de abastecer las necesidades de energía de los clientes regulados, por un período de 15 años a partir de 2027.

No obstante, las empresas pasibles a ser adjudicadas, si es que sólo se tuviera en cuenta el precio de reserva que fijó la Comisión Nacional de Energía (CNE) de 41 dólares por MWh para el bloque 1-A41 dólares por MWh para el bloque 1-B; y 45,5 dólares por MWh para el bloque 1-C, eran cinco.

Además de las dos adjudicatarias, en la Primera Etapa se recibieron ofertas económicas calificables por precio de la australiana Pacific Hydro, compitiendo con el nombre de Pacific Hydro Chile, que se presentó en el bloque 1-B 148 GWh a 28,44 dólares por MWh.

De la española Acciona, con Acciona Energía Chile Holdings, jugó sólo en el bloque 1-B presenta 315 GWh a 27,99 dólares por MWh.

Y de la norteamericana Innergex Renewable Energy, bajo Innergex Energía Renovable, calificó en precio en el bloque 1-B con 129 GWh a 30 dólares por MWh.

Si la CNE hubiera aceptado las ofertas finales de estas cinco empresas, el resultado de selección hubiera sido de 1.137,36 GWh/año, correspondiente al 21,6% de lo licitado, a un precio de 30,95 dólares por MWh.

¿Por qué no ocurrió esto? En diálogo con Energía Estratégica, César Vásquez Hormazábal, experto en energía, explica que “cuando la CNE emite la circular convocando a la etapa 2 de la subasta, puesto que no se lograría adjudicar la 1a etapa, en concreto la subasta licitará los 4.100 GWh/año restantes, pero establece ciertas reglas claras”.

Explica: “Si bien, el monto de la 1ra etapa contemplaba una combinación en la que participaban cinco empresas (valorizando bloques desiertos a precio de reserva +0.001US$/MWh), para que este portafolio resultase adjudicado era condición necesaria que se adjudicara la totalidad del monto licitado en la subasta (2a Etapa), en caso contrario, la adjudicación cerrará con otro set de ofertas, que cumplen con la condición de minimizar el costo medio y tener un igual número de sub bloques en cada bloque A, B y C (adjudicación ”pareja” que escoge misma cantidad de sub bloque para cada bloque, tal como estipulan las bases)”.

“Lo anterior se justifica, para evitar cerrar un proceso (como ha pasado anteriormente) que adjudique parcialmente con un perfil irregular de energía distribuida de manera muy dispersa entre bloques, que es muy difícil de alocar en procesos futuros”, fundamenta.

En efecto, la CNE prefirió adjudicar de un modo “óptimo parejo”, al precio de 37,38 dólares por MWh, seleccionando 777 GWh/año, equivalente al 14,8% de la energía total subastada; en lugar de un “óptimo dispar”, quedándose con 1.137,36 GWh/año a 30,95 dólares por MWh.

“Se prefirió la uniformidad, entendiendo que será mejor ir a re-licitar un bloque de 4,473 parejo, que ir a re-licitar 3,5 TWh desparejos”, explica Vásquez Hormazábal.

Precios bajos

Consultado acerca de los precios tope que fijó la CNE, para el experto fueron bajos.

Compara: “Los precios de reserva para el 2021 fueron de 37, 37 y 41 dólares por MWh respectivamente para los bloques 1-A, 1-B y 1-C. Y para este proceso fueron de 41, 41 y 45,5 –dólares por MWh para los respectivos bloques-. Es decir, un aumento del 10%”.

“A mi juicio y a posteriori, no fue un incremento suficiente, a la luz de la coyuntura internacional. Porque si uno ve el precio de los commodities mundiales, el precio del hierro pasó de 1 a 1,7 euros por tonelada. Y Bloomberg ha indicado que los Capex eólico y solar se han incrementado entre un 7 a un 15%[1]. Es decir, se han encarecido los costos producto del shock de commodities por la pandemia y la crisis de la guerra de Rusia con Ucrania”, opina.

Y remata: “Esto debería haber sido incorporado dentro de los precios techo”.

Para Vásquez Hormazábal pudo haber una apuesta por un “efecto de especulación” por parte de la CNE considerando que, como los emprendimientos deben empezar a funcionar en 2027, este descalabro de precios podría llegar a normalizarse. No obstante, a la luz de los resultados, las empresas participantes de la convocatoria no tuvieron la misma perspectiva.

Nueva subasta

En tanto, ahora se espera que la CNE lance una nueva Licitación de Suministro.

“Parece sensato suponer que a los 4.500 GWh/año desiertos se le suman los 2.500 GWh/año –que se esperan de la próxima convocatoria- para formar una bolsa de 7.000 GWh/año con una fracción que inicia suministro en 2027 y el restante en 2028”, observa el experto.

Considera que “este proceso debiera tener lugar el año 2023 en donde se espera tener condiciones económicas más despejadas, por otro lado, el volumen mayor podría incrementar las condiciones de competitividad que compensen los factores macro”.

[1] https://dfmas.df.cl/df-mas/glocal/inflacion-verde-la-amenaza-de-la-transicion-energetica

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