Mañana se recibirán las ofertas de la licitación de suministro eléctrico para clientes regulados, entre los cuales figuran los residenciales.
Y pese a que con 2.200 GWh disponibles, el volumen de energía a adjudicar en esta oportunidad es bastante inferior al récord del proceso del año pasado, hay expectación por lo que podría suceder. No sólo por saber si se mantendrá el nivel de precios récord de 2016, sino que también por el tipo de tecnologías que se presentarán en la puja.
Esto porque pese a que la autoridad adaptó el proceso para viabilizar la participación de minihidroeléctricas -que fueron una de las grandes perdedoras de la subasta anterior, lo que dejó en vilo el desarrollo de este tipo de proyectos-, existe la posibilidad de que algunas eléctricas se presenten en la puja con otras tecnologías.
La modificación consistió en incluir bloques estacionales, es decir, períodos de tres meses que coinciden con las curvas de mayor disponibilidad de caudales.
Pese a este diseño, las fórmulas que podrían “colarse” en la licitación serían de generación a carbón y también geotérmia, que tampoco tuvieron cabida en el proceso anterior, porque sus precios fueron superiores frente a parques eólicos y granjas solares, que se quedaron con la mitad de la energía adjudicada en contratos que comienzan en 2021.
Carbón: inversión amortizada
En el sector comentan que en el caso del carbón, las generadoras que cuentan con este tipo de centrales, las que en buena parte de los casos amortizaron sus inversiones hace ya algunos años, habrían revisado sus posturas comerciales y podrían evaluar reducir sus expectativas de rentabilidad para presentar ofertas más competitivas frente a las energías renovables no convencionales (eólica y solar).
Los cálculos establecen que el costo promedio de operación de la totalidad del parque termoeléctrico, sin considerar el costo de capital, bordea los US$ 40 por MWh.
Si a esto se le suma una expectativa moderada de rentabilidad en torno al 3%, que sería el factor que habrían considerado los desarrolladores de ERNC que triunfaron en la subasta de 2016, sus ofertas podrían competir.
Otro elemento que pesa es que estos nuevos contratos entran en vigencia el año 2024, lo que coincide con el perfil de vencimientos de obligaciones que tienen actores convencionales como AES Gener o Colbún, lo que las motivaría para tratar de recolocar esa energía a fin de mantener sus políticas comerciales equilibradas.
Geotermia
Mientras la participación de generación en base a gas natural se sigue perfilando como complicada, especialmente en lo que a nuevos proyectos en base a este combustible se refiere, la geotérmica podría abrirse un espacio mañana.
En este último caso, seguiría siendo de la mano del único operador que cuenta con capacidad instalada en base a esta tecnología: la sociedad entre Enel Green Power y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP).
Se trata de la central Cerro Pabellón, que comenzó su operación comercial a inicios de este año con dos unidades de 24 MW, aunque en realidad lo que podría competir en esta subasta son las dos unidades adicionales que hace un par de semanas los socios ingresaron a evaluación ambiental.
Fuentes de la petrolera explicaron que el alto costo de desarrollo ha frenado la colocación de este tipo de generación. Pero eso no sería un impedimento en este caso, ya que factores que encarecen, como el riesgo exploratorio y la inversión de transmisión para conectar la central al sistema, estarían cubiertos con la primera unidad que ya funciona y no en la ampliación.
En este caso sólo se consideraría el costo de capital de las nuevas turbinas que permitirán incrementar la capacidad de generación en 50 MW adicionales.
Características del proceso
La licitación de mañana considera dos tipos de abastecimiento o bloques, divididos a su vez en sub bloques, entre los cuales se distribuyen los 2.200 GWh que se adjudicarán en esta oportunidad. De esta forma, las bases establecen que el primer bloque considera abastecimiento entre las 0 horas y las 7:59 horas y de 23:00 a 23:59 horas. Un segundo tramo va entre las 8:00 y las 17:59 horas, y el tercero de 18:00 a 22:59 horas.
El segundo bloque, al igual que todos los demás determina el abastecimiento a 20 años plazo, dividido en cuatro sub bloques estacionales que van desde el 1 de enero al 31 de marzo; del 1 de abril al 30 de junio; del 1 de julio al 30 de septiembre, y desde el 1 de octubre al 31 de diciembre. Otra característica del proceso es que a diferencia de los anteriores, permite a los proponentes plantear distintos escenarios para la adjudicación de la energía, al considerar mínimos y máximos de bloques, lo que ayuda a las distribuidoras a cubrir de mejor forma la grilla de sus requerimientos.
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