Los 1200 GWh de la reciente licitación de suministro electrico a clientes reguladas fueron adjudicadas a varias empresas de energía renovable no convencional (ERNC), ya que ofrecieron los menores precios por los contratos. En el camino quedaron las empresas tradicionales, pese a que sus ofertas fueron bastante menores que en el proceso anterior. Los resultados fueron satisfactorios, ya que el precio promedio es de US$79.1 MWh, es decir, un 20% más bajo que en el proceso del año pasado. Esto es un respaldo al desempeño del Ministro del área, que ha dado una dirección estratégica al ministerio que no tenía desde hace mucho.
Se pueden señalar al menos tres razones para los bajos precios, además del cambio tecnológico que ha reducido el costo de inversión en ERNCs. Primero, la acción de la autoridad, que ha sido activo en impulsar proyectos y ha demostrado que es capaz de enfrentar los grupos de interés que se oponen a los proyectos e incluso ha declarado que la hidroelectricidad es una componente fundamental del desarrollo eléctrico nacional, lo que no ha debido ser agradable a oídos ambientalistas.
Un segundo aspecto es que las nueva tecnologías para la extracción de petróleo y gas han modificado la situación del mercado de combustibles. Se estima que el precio de largo plazo del petróleo está entre US$60 y US$70 el barril, casi la mitad de lo que se esperaba hace cuatro años. Por su parte, las restricciones al uso de carbón han reducido los precios de ese combustible. Esto significa que las termoeléctricas del parque nacional podrán producir electricidad a menor precio, y que por lo tanto, cuando el suministro fotovoltaico desaparezca o haya menos viento, las empresas de energías renovables que obtuvieron los nuevos contratos podrán comprar energía a menor costo en el mercado spot para satisfacer sus contratos (eso, si las centrales tradicionales pueden adaptarse a las variaciones en la oferta de ERNC).
Un tercer factor que habría influido en la intensidad de la competencia en este proceso de adjudicación es el cambio en las reglas de licitación. Se ha flexibilizado la puesta en servicio de la capacidad, es decir, si la empresa enfrentara dificultades con las comunidades para llevar a cabo su inversión y la entrada del proyecto se retrasara, ya no se requiere que la empresa comience a comprar energía para cumplir con su contrato. Si las razones del retraso no se le pueden imputar a la empresa, se permite retrasar la entrada en vigencia de su suministro y en el intertanto se aplican las normas usuales para el suministro sin contrato de empresas reguladas. Esto significa que el riesgo de participar en las licitaciones es menor, lo que explica en parte el interés por participar.
Esta última licitación no llevará a que tengamos más energía de base y segura, ya que solo se invertirá en unidades que proveen energía variable (dependiendo del viento y del sol). Esto no es necesariamente un problema, dado que se licitó una cantidad limitada de energía. Si el sistema interconectado dispone de líneas de transmisión que permitan responder a las variaciones en la generación de ERNCs, el suministro de embalses o de las centrales convencionales de rápida respuesta pueden eliminar las variaciones en el suministro. Para ello, es indispensable que se completen las líneas que están planificadas para los próximos años sin retrasos. De otra manera, es posible que el costo real de la energía proveniente de esta licitación termine siendo elevado para el sistema.
( El Mercurio )