Si bien 15 generadoras presentaron ofertas en la subasta de 5.250 GWh/año de energía para abastecer a los clientes regulados por 15 años a partir de 2027, el proceso desarrollado por la Comisión Nacional de Energía (CNE) solo logrará adjudicar entre 20% y 25% de los bloques ofrecidos, según estimaciones de gremios y consultores del sector. Esto por cuanto grandes productores como Enel y Colbún quedaron fuera al ofrecer precios superiores a los US$ 41/MWh y US$ 45,50/MWh establecidos como precio de reserva (valor máximo) para los tres bloques horarios. Por ello, se procederá a la segunda etapa contemplada en la ley, consistente en una subasta, a la que seguirá un acto público de adjudicación del proceso el lunes 1° de agosto. Pero se estima probable que gran parte de los bloques deba sea adjudicada en una nueva licitación.

En la subasta se permite a los participantes igualar el precio máximo. Enel Generación Chile S.A. es el actor que podría salvar el resultado por cuanto es el que ofertó por más bloques y el que más cerca estuvo de los precios de reserva de los que quedaron fuera: ofreció entre US$ 48,3 y US$ 51,2, según los bloques. En todo caso, los precios ofrecidos son bastante más bajos que contratos aún vigentes que bordean los US$ 80 a US$ 100.

El año pasado la CNE ofreció 2.310 GWh/año y se presentaron 29 empresas con ofertas por 18.820 GWh de energía (8 veces la energía solicitada). Se adjudicó a un precio promedio de US$ 23,78 por MWh.

Ramón Galaz, director ejecutivo de Valgesta Nueva Energía, destaca que esta licitación presenta un quiebre de tendencia importante en los precios ofertados, “pues desde que se cambió la ley en 2016 veníamos viendo una baja continua de los precios de adjudicación. Es difícil saber si la CNE logrará adjudicar toda la energía, dado que fijó precios máximos más bajos de lo que el mercado está dispuesto a ofrecer en el actual escenario. Es probable que tenga que llamar a un nuevo proceso; si ello ocurre, podría abrirse una ventana que permita capturar mejores condiciones”.

El exsecretario ejecutivo de la CNE, José Agustín Venegas considera “una lástima que, por primera vez, se haya revertido lo que habíamos logrado en cuanto a bajar precios hasta 2021. Pero era esperable porque la inestabilidad general del país y la desconfianza en que a futuro la regulación no reconozca la realidad de lo que pasa en los mercados, nos están pasando la cuenta”. Acota que “la combinación de precios de energía en dólares más altos, inflación interna disparada y dólar tremendamente devaluado, puede llegar a eliminar toda la rebaja lograda en años anteriores para las familias. Urge una mirada consciente de lo que está sucediendo, que se haga cargo de la realidad de los mercados nacional e internacional. No basta con seguir queriendo mantener medidas diseñadas para una condición de excepción, que parece haberse ahora vuelto de triste normalidad”.

Para Danilo Zurita, académico de la Universidad Santa María, una interpretación simple de este resultado puede ir en línea con los riesgos técnicos y económicos de una transición energética, que pese a tener claridad en sus objetivos, no ha contado con las señales concretas en materia de almacenamiento y otros elementos que le permitirían al sistema tener la flexibilidad necesaria para operar en óptimas condiciones: “Hoy, en un escenario de altos costos marginales y de incerteza de combustibles, las ofertas de las licitaciones dan cuenta de ello. Es cierto que son proyectos de largo plazo −que se concretarán en un horizonte donde esperamos que todos los problemas actuales estén resueltos en materia de transmisión, estabilidad de mercados, flexibilidad y almacenamiento−, pero es necesario tener las directrices que nos permitan aprovechar la capacidad actual y con ello sentar las bases para la concreción de proyectos de generación, no solo a gran escala, sino también de pequeño tamaño que ayuden a descentralizar la generación, aprovechando las redes disponibles tanto de transmisión como distribución”.

A juicio de Daniel Salazar, director de la consultora energiE, el resultado era bastante esperable, principalmente debido a dos factores: que el costo tecnológico ya bajó lo suficiente así es que en lo sucesivo difícilmente se podrán capturar mayores eficiencias, o menores costos por I&D o maduración tecnológica; y porque la tendencia alcista de los commodities, las cadenas de suministro congestionadas y la inflación disparada en la mayoría de los países empujaron los precios al alza. “En definitiva, mientras continúen los efectos post COVID más la Invasión Rusa a Ucrania, los precios de los minerales, materiales, O&M se mantendrán elevados y, por ende, los costos de desarrollo solar y eólico”.

La directora ejecutiva de GPM AG, Ignacia García, comentó que las ofertas económicas presentadas reflejan de manera clara cómo el mercado ha interiorizado las condiciones regulatorias actuales y constituyen un mensaje relevante para la institucionalidad del sector: “Estos resultados subrayan la importancia de otorgar certeza y señales claras a las inversiones, esfuerzo que debe estar presente en los actuales desarrollos normativos y legales. De cara a los desafíos que supone la transición energética, estas decisiones se hacen urgentes; no hay tiempo que perder”.

En el marco de la nueva Ley de Licitaciones (N°20.805), a la CNE le corresponde diseñar, coordinar y dirigir este proceso de licitación pública, cuyo objetivo es que las empresas de distribución eléctrica dispongan de contratos de suministro de largo plazo para satisfacer los consumos de sus clientes sometidos a regulación de precios (residenciales y pymes).

Los 15 oferentes de este año son Copiapó Energía Solar SpA, Empresa Eléctrica Pilmaiquén S.A., Colbún S.A. Likana Solar SpA, Acciona Energía Chile Holdings S.A., Enel Generación Chile S.A.,WPD Malleco SpA, Inversiones La Frontera Sur SpA, Innergex Energía Renovable SpA, FRV Development Chile I SpA, Pacific Hydro Chile S.A., PE Cancura SpA, PE Vergara SpA, OPDE Chile SpA, Zapaleri SpA