ANÁLISIS DEL MECANISMO DE

LICITACIÓN EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

ENTREGADA AL MINISTRO DE ENERGIA

SENADOR JAIME ORPIS BOUCHONPrimera Región, de Tarapacá y

Decimoquinta, de Arica y Parinacota

CONTEXTUALIZACIÓN: La historia de una crisis que ya cumple 15 años

A finales de la década del 90 el sector eléctrico chileno experimentó la mayor crisis eléctrica de los últimos 30 años. El año 1997 fue uno de los años más lluviosos del siglo producto de lo cual se utilizaron los recursos hídricos para generación más allá de lo recomendable, sin analizar los efectos futuros que podría implicar. Si bien se esperaba que 1998 fuera un año normal en términos hidrológicos, esto no sucedió así siendo un año extremadamente seco, lo que puso a prueba las políticas energéticas de ese entonces. En este escenario, unido a la entrada en operaciones tardía de la central Nehuenco, el sistema eléctrico (SIC) no pudo hacer frente a esta contingencia y fue necesario dictar un decreto de racionamiento, mecanismo que no había sido utilizado hasta ese momento.

Con esta modificación se realizó un cambio estructural relevante a la regulación, incorporando nuevos riesgos para los inversionistas en generación. Esto se tradujo en una de las principales razones del estancamiento de las inversiones del sector a partir del año 2000 lo que, posteriormente, sería parte de una crisis que se fue extendiendo en el tiempo hasta hoy.

Como consecuencia de ello, el gobierno de la época realizó cambios a la legislación vigente, lo que se concretó con la modificación del artículo 99 bis de la Ley de Servicios Eléctricos, esto es, la exención las situaciones de sequía de los eventos calificables como caso fortuito o fuerza mayor.

Por otro lado, a mediados de 1997 se inauguró el primer gasoducto desde Argentina el que, entre otras cosas, proveería de gas natural a Chile para producir electricidad.

Esto permitía en ese entonces, visualizar un escenario auspicioso a futuro, sobre todo desde el punto de vista de los costos de electricidad. Sin embargo, sólo algunos años después (2002) el suministro de gas desde el país vecino comenzó a presentar problemas.

Un corte momentáneo en el servicio, poco trascendente en ese momento, se transformó en una alerta que demostró la vulnerabilidad que traía consigo la decisión tomada algunos años antes.

A pesar que en un primer momento el gobierno argentino manifestó que el problema era puntual, a finales del primer trimestre del año 2004 estos cortes comenzaron a hacerse más frecuentes, y de mayor duración y envergadura, concluyendo finalmente con el corte prácticamente total de suministro de gas a clientes no residenciales, relevantes en la producción de electricidad, a partir del año 2008 y reduciendo las entregas de gas natural hasta llegar a niveles cercanos a cero hacia el año 2012.

Ilustración 1: Importaciones de Gas Natural

Fuente: CNE

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Importaciones de Gas Natural (Millón m3)

II REGION RM - V REGION VIII REGION

Fue en esos momentos que quedó de manifiesto el riesgo que implicaba la dependencia energética de Argentina y surgió la necesidad de que el país tuviera una matriz energética más diversificada y, al mismo tiempo, que incrementara el uso de fuentes propias de producción de energía.

En consecuencia, a partir de 1998 se fue creando un escenario que se caracterizó por falta de inversiones en el sector generación producto de los mayores riesgos que veían los generadores a partir de la modificación del artículo 99 bis, por cortes de gas argentino, con incertidumbre respecto del aporte hidroeléctrico al sistema producto de eventos de sequía más frecuentes y profundos, y donde además aparecían los primeros indicios de que el sistema de transmisión también empezaba a presentar problemas que podían complicarse gravemente en el futuro, tal como lo podemos constatar hoy.

Si bien se realizaron esfuerzos para tratar de revertir esta situación, entre los que destacan modificaciones legales tales como la Ley Corta I, la Ley Corta II y Ley ERNC, la instalación de terminales de regasificación en Quinteros y Mejillones, y la aprobación ambiental de una serie de proyectos de generación termoeléctrica principalmente en base a carbón, la situación hoy continúa siendo compleja y la crisis aún persiste 15 años después del primer evento en 1998.

La gran interrogante es si este escenario de crisis se ha tornado en una condición permanente o es posible hacer los cambios necesarios para que esto no continúe.

SOLUCIÓN A LA FALTA DE INVERSIONES EN GENERACIÓN: LICITACIONES

Aspectos GeneralesTal como se mencionó anteriormente, uno de los principales problemas que ha presentado el sector eléctrico en los últimos 15 años es la falta de concreción de inversiones oportunas en el segmento generación. Desde inicios de la década del 2000 las inversiones en este segmento se estancaron fuertemente, inicialmente producto del mayor riesgo que implicaba para los inversionistas asumir condiciones de suministro a todo evento, y en los últimos años, debido a la incertidumbre que ha existido producto de una mayor oposición social, un mayor cuestionamiento ambiental y la judicialización de diversos proyectos.

En este contexto, y con el objeto de asegurar las inversiones en generación, en el año 2005 el gobierno de la época se vio obligado a intervenir. Finalmente se promulgó la Ley Corta II, obligando a las empresas distribuidoras a licitar sus contratos de abastecimiento eléctrico. Esta ley establece, entre otros aspectos, que:

Cada distribuidora debe disponer del suministro de energía para al menos los próximos 3 años. Dicho suministro debe provenir, ya sea de contratos o de generación propia.

Los contratos de suministros deben ser obtenidos mediante licitaciones, las cuales deben ser: públicas, abiertas, no discriminatorias y transparentes.

Se establece que las distribuidoras se pueden coordinar para licitar el conjunto de su demanda (agregada).

Las bases de las licitaciones las deben elaborar las propias distribuidoras, previa aprobación de la Comisión Nacional de Energía, en adelante CNE.

Los contratos licitados no deben exceder de un periodo de 15 años.

La existencia de un umbral que representa el porcentaje máximo de los requerimientos de energía para clientes regulados a negociar en cada contrato. El precio de la energía presentado por el oferente en la licitación no puede ser superior a un umbral calculado en base al precio nudo de corto plazo. (Ver Art. 79-5 y Art. 101 ter)

La licitación se adjudica por menor precio inicial.

Uno de los objetivos principales de esta modificación regulatoria fue generar incentivos para que los generadores pudieran ofertar bloques de suministro de energía a precios estables y de largo plazo, disminuyendo así la importancia del costo marginal instantáneo como señal de precios de mercado.

En efecto, dicho costo marginal, al ser una señal de corto plazo resulta altamente volátil como señal de inversión.

Con esto, el mecanismo de licitaciones estaba dando mayor importancia a las señales de largo plazo que incorporan las expectativas de costos reales de producción de energía.

Adicionalmente, y casi tan importante como lo anterior, estas modificaciones estaban orientadas a fortalecer el mecanismo de contratos de largo plazo dando mayor estabilidad al sistema.

Todos objetivos deseables al momento de promulgar la Ley Corta II, y hoy considerados como críticos por los diversos especialistas del sector.

Dado este escenario, cabe preguntarse entonces si luego de 8 años de la promulgación de la Ley Corta II, ¿se están cumpliendo los objetivos planteados para el mecanismo de licitaciones o no?

Historia reciente: Proceso de Licitaciones 2012 - 2013El 31 de enero de 2012, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles instruyó a CGE Distribución S.A. para que diera inicio a los trámites de un nuevo proceso de licitación de suministro, elaborando y enviando a la Comisión Nacional de Energía las bases de licitación para su aprobación.

Con fecha 9 de mayo de 2012, la Comisión Nacional de Energía (CNE) aprobó mediante la Resolución Exenta N° 310/2012 las bases de licitación del proceso “Licitación Suministro CGE DISTRIBUCIÓN 2012/02”, proceso que se declaró desierto con fecha 4 de julio atendiendo a que no se presentaron ofertas.

El 13 de julio de 2012, la CNE aprobó las bases de licitación para el segundo llamado “Licitación Suministro CGE DISTRIBUCIÓN 2012/02-2° LLAMADO”.

Este proceso fue declarado desierto con fecha 30 de julio de 2012, por las mismas razones del proceso anterior.

Posteriormente, con fecha 21 de agosto de 2012, la CNE aprobó las bases “Licitación Suministro CGE DISTRIBUCIÓN 2012/03”, proceso que fue declarado desierto con fecha 28 de septiembre de 2012 por las mismas razones de los dos procesos anteriores.

Dado los tres procesos fallidos, el Ministerio de Energía, con fecha 13 de noviembre de 2012, en conformidad a lo dispuesto en el artículo 135° de la Ley General de Servicios Eléctricos, determinó que el límite superior de la banda definido en el artículo 168° de la Ley fuera aumentado en un 8,8%.

Los precios de nudo definitivos de energía y potencia que la CNE determine deberán ser tales que el Precio Medio Teórico se encuentre dentro de la Banda de Precios de Mercado señalada en el artículo 168º.

Con posterioridad, la CNE aprobó las bases de licitación para el proceso “Licitación Suministro CGE DISTRIBUCIÓN 2012/03-2°LLAMADO”, proceso que resultó parcialmente desierto debido a que las ofertas recibidas no fueron suficientes para cubrir el total del Bloque de Suministro licitado.

Así, en conformidad con lo dispuesto en el artículo 135° de la Ley General de Servicios Eléctricos, CGE Distribución S.A. elaboró las bases para licitar parte del bloque de suministro contratado con Campanario Generación S.A. que no resultó adjudicado en el proceso “Licitación Suministro CGE DISTRIBUCIÓN 2012/03- 2°LLAMADO”, las que fueron aprobadas por la CNE con fecha 26 de febrero de 2013. Dicho proceso se declaró desierto con fecha 1° de abril producto de que no se presentaron ofertas.

Con fecha 7 de mayo de 2013 se realizó el segundo llamado, el cual también fue declarado desierto con fecha 17 de junio de 2013 por no presentación de ofertas.

Finalmente, con fecha 17 de junio de 2013, la CNE aprobó las Bases de Licitación para el suministro eléctrico, en sus procesos 1 y 2, de las Empresas Concesionarias CGE DISTRIBUCIÓN S.A., Chilectra S.A., Chilquinta Energía S.A., Compañía Eléctrica Osorno S.A., Compañía Eléctrica del Litoral S.A., Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A., Empresa Eléctrica Atacama S.A., Empresa Eléctrica de Antofagasta S.A., Empresa Eléctrica de Casablanca S.A., Empresa Eléctrica de Colina Ltda., Empresa Eléctrica de la Frontera S.A., Empresa Eléctrica de Melipilla, Colchagua y Maule S.A., Empresa Eléctrica de Puente Alto Ltda., Empresa Eléctrica de Talca S.A.,

Empresa Eléctrica Municipal de Til-Til, Energía de Casablanca S.A., Energía del Limarí S.A., Luz Andes Ltda., Luzlinares S.A., Luzparral S.A., Sociedad Austral de Electricidad S.A. y las Cooperativas Eléctricas Compañía Distribuidora de Energía Eléctrica CODINER Ltda., Cooperativa Eléctrica de Curicó Ltda., Cooperativa de Consumo de Energía Eléctrica de Chillán Ltda., Cooperativa Eléctrica Los Ángeles Ltda., Cooperativa Eléctrica Paillaco Ltda., Cooperativa Rural Eléctrica de Llanquihue Ltda., Cooperativa Rural Eléctrica de Río Bueno Ltda., Sociedad Cooperativa de Consumo de Energía Eléctrica de Charrúa Ltda.

Estos procesos se encuentran actualmente en desarrollo, sin embargo, existe inquietud y preocupación de que los resultados anteriores pudieran repetirse en este caso, sobre todo en el proceso denominado de corto plazo para el periodo 2016 y 2018, que comprenden bloques de energía por el equivalente a 3.012 GWh, 5.647 GWh y 8.473 GWh.

Análisis: Mecanismo de Licitaciones

El problema que se ha venido repitiendo e incrementado en los últimos procesos licitatorios, es la falta de ofertas para los distintos bloques de energía (distintas zonas del país), lo que se traduce en que toda la demanda, o parte de ella, no pueda ser cubierta obligando a que se deban hacer nuevos llamados de licitación para asegurar el abastecimiento de la totalidad del suministro.

Esto ha traído como consecuencia la elevación de los precios en un proceso que hoy se ha convertido en iterativo. Esto se observa claramente al revisar la historia de las licitaciones de los dos últimos años.

Si bien este problema fue mencionado como parte de los riesgos potenciales al momento de realizar las modificaciones regulatorias, actualmente, donde el problema ya se ha hecho manifiesto, no ha sido posible llegar a una solución definitiva.

En este escenario, los plazos de los llamados a licitación han sido un factor importante que influye fuerte y directamente en el desarrollo del proceso, y desde los inicios de las licitaciones siempre han sido considerados cortos.

Como consecuencia, y dado que en la regulación vigente existe la obligación de suministro ante todo evento, las generadoras prefieren no ofertar si no pueden asegurar que sus planes de expansión cubrirán la energía ofrecida.

Esto se convierte además en una barrera insalvable para nuevos agentes que deseen entrar al mercado, cuya evaluación de riesgo es mayor que la de las empresas que ya están presentes en el mercado.

Esto se complica más aún en un escenario donde la construcción de plantas nuevas presenta muchas incertidumbres producto de la oposición social, el mayor cuestionamiento ambiental y la judicialización de los proyectos.

En resumen, lo anterior no genera los incentivos adecuados para que nuevos agentes se incorporen al mercado, como tampoco para que los agentes presentes tomen el riesgo de ofertar.

Otro punto importante de mencionar es que, a pesar de que los actores del mercado tienen distintos riesgos dependiendo de si sus ofertas se basan en plantas nuevas o en plantas existentes, en la práctica el sistema chileno considera que no hay diferencias entre ellas, lo que produce un efecto no deseado, sobre todo cuando la situación demuestra que la demanda requerida está segmentada en demanda de corto plazo y de largo plazo.

Conforme con ello, la oferta también debiera hacerlo así, lo que no ocurre.

Esto se traduce en alzas en el precio final ofertado producto que las ofertas de largo plazo se basan generalmente en la contingencia de corto plazo.

Por otro lado, los bloques de energía licitados no son uniformes.

Esto implica que existe la posibilidad de que ciertos generadores pudieran tener preferencias por ciertos bloques, lo que en un mercado con escasa presencia de oferentes restringe las posibilidades para obtener un resultado más competitivo en la licitación.

Esto conlleva a licitaciones desiertas, altos precios y mucha diferencia de precios entre bloques, tal como ha quedado demostrado en la práctica.

Conforme con lo anterior, el mecanismo de licitaciones, tal como está estructurado actualmente, se considera poco flexible, no fomenta necesariamente el ingreso de nuevos agentes en generación (aspecto poco positivo considerando la concentración que presenta el sector en este ámbito), no genera las condiciones de competencia que se esperan de un proceso de este estilo y no permite definir claramente que la oferta de corto plazo versus la de largo plazo debieran tener un tratamiento diferenciado.

Adicionalmente, las bases de licitación (que elaboran las empresas distribuidoras y que la CNE debe aprobar) no son lo suficientemente precisas en sus requerimientos y por lo tanto dejan mucho espacio a la interpretación de las mismas generando confusión.

Propuestas de Mejoras Al Proceso de Licitaciones

Lo primero es asumir que los procesos de licitación hoy son poco flexibles, tanto en plazos como en la definición/estructuración de la demanda.

En este documento se propone flexibilizar dichos procesos diferenciando claramente las condiciones de corto plazo de las de largo plazo, como también abrir la posibilidad de que se permita realizar ofertas de energía a precios diferenciados.

Tal como se mencionó anteriormente, en el mercado existen actores con capacidad instalada cuya inversión, se supone, ya ha sido amortizada a lo largo de los años.

Dicha capacidad debiera ser considerada como una oferta diferente a la que pueden ofrecer las plantas nuevas, dado que la primera, habiendo cubierto sus costos de inversión, debiera definir sus precios principalmente en base a sus costos de operación y mantenimiento, mientras que las segundas (inversiones en plantas nuevas) deben proyectar inversiones y asumir los riesgos de la construcción y puesta en marcha.

De esta manera en el caso de las

plantas existentes el precio debiera, principalmente,

permitir la recuperación de

los costos variables de los combustibles

porque, tal como se mencionó

anteriormente, los costos de

inversión ya debieran haber

sido financiados.

Esto permitiría hacer contratos de más corto plazo o, en su defecto, si las plantas existentes no han sido completamente costeadas el precio debería incluir la parte de la instalación que no ha sido costeada más la recuperación de los costos variables de los combustibles. En definitiva se propone que el mecanismo de licitaciones permita diferenciar precios entre oferta de suministro mediante plantas existentes y precios de suministro de plantas nuevas. Esto permitiría generar mejores condiciones para la situación de corto plazo.

Adicionalmente, pero en la misma línea, las licitaciones debieran permitir establecer bloques de demandas diferenciados, asociados también a precios diferenciados, con el objeto de poder capturar precios asociados efectivamente al costo instantáneo de producción de energía (por ejemplo, para bloques intra diarios de energía).

Lo anterior permite dos cosas: que no haya preferencias de un bloque sobre otro, evitando o minimizando la posibilidad de que ciertos bloques queden sin ser ofertados o con precios resultantes más altos, y entrega flexibilidad al proceso por cuanto permitiría a los proyectos de ERNC participar del proceso de licitaciones.

Un aspecto a analizar es la conveniencia de incorporar directamente mecanismos que permitan la incorporación de las ERNC a la oferta, dado que se considera que en las condiciones actuales estas tecnologías no tienen incentivos a participar del proceso.

Este es un aspecto relevante por cuanto podrían ser un aporte en los que se refiere a ofertas de corto y largo plazo.

Finalmente, se considera clave que los plazos de llamado a la licitación deben tomarse en serio y deberían ser al menos 6 años efectivos con el objeto de dar tiempo suficiente para que cualquier interesado pueda llevar a cabo los análisis suficientes y necesario para presentar ofertas competitivas.

ANÁLISIS DEL MECANISMO DE LICITACIÓN EMPRESAS

DISTRIBUIDORAS

EXPOSITOR:SENADOR JAIME ORPIS BOUCHON

Primera Región, de Tarapacá y Decimoquinta, de Arica y Parinacota