Tal como adelantó Energía Estratégica, la Comisión Nacional de Energía (CNE) propuso que para el 2023 se deberán llevar a cabo dos Licitaciones de Suministro para atender al mercado regulado, por un total de 5.200 GWh/año –VER ARTÍCULO-.

La primera, de 1.700 GWh/año, cuyo inicio de suministro comenzaría a partir del 2027. La segunda, de 3.500 GWh/año, donde los proyectos deberían comenzar a inyectar energía en 2028.

En diálogo con este medio, Claudio Henríquez Vial, Director de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), observa: “Hay tres problemas que creo que hay que resolver antes de abrir una nueva licitación de energía”.

“El primero es que las garantías que solicitan para postular a las licitaciones no son suficientes y en consecuencia se debe incorporar un mecanismo que realmente de garantía de que se van a cumplir los contratos”, indica.

Y justifica: “Hoy día está por verse cuál va a ser el camino que tomará el Coordinador con las sociedades que están declarando la imposibilidad de cumplir con las obligaciones de pago derivadas de los balances de transferencias económicas de corto plazo”.

“Si es que el Coordinador tomará medidas que repercutan sobre el patrimonio de las empresas y en qué condiciones podrán volver a participar del mercado”, indica el directivo en relación a compañías adjudicatarias que están en incumplimiento de sus contratos de suministro con las distribuidoras. –VER ARTÍCULO-.

El segundo problema que advierte Henríquez pasa por la actual sobrecontratación de las distribuidoras.

“Las distribuidoras están sobrecontratadas, pero por otro lado hay escasez de energía y los costos marginales están llegando a los 300 dólares –por MWh- en algunos nodos del país” en horario nocturno, señala Henríquez.

Finalmente la sobreoferta de energía solar y eólica genera vertimiento en algunos nodos y sería la razón de por qué “durante el día hay horas con costo marginal a 0 –dólares por MWh-, pero horas en la noche con costo marginal de más de 300 dólares –por MWh-”.

Remata: “Es increíble que hayan vertimientos de energías renovables y a la vez exista riesgo de suministro eléctrico por la sequía”.

“Esto se traduce en que las empresas que deseen postular a la licitación se verán expuestos a que sus inyecciones de energía se valoricen a costo marginal 0 pero que deban pagar precios exorbitantes de hasta 300 dólares para retirar energía y cumplir con sus contratos”, agrega.

Y sintetiza: “La estrategia detrás de futuras licitaciones debería hacerse cargo del déficit en la noche y del excedente en el día. Por ejemplo se podría dar una señal horaria más importante, licitándo más energía en el bloque nocturno o en las zonas con mayor deficit. Esto le daría más sentido al perfil de generación del sistema”.

Baterías, ¿las salvadoras?

No obstante, el Director de ACESOL aclara que “las Licitaciones de energía siempre van a ser positivas para los generadores ya que representan una forma de acceder a financiamiento bancario”. “Si se adjudica a un precio razonable, que te permite financiarte, es muy positivo”, enfatiza.

Y argumenta: “Sigue habiendo una necesidad por descarbonizar la matriz con la salida de las centrales termoeléctricas, para lo cual se van a necesitar más renovables, pero vamos a necesitar también almacenamiento de corto y largo plazo”.

En efecto, para Henríquez sería necesario que en la próxima licitación se incentive la utilización de baterías.

“La ley de almacenamiento recientemente promulgada y el reglamento de potencia deberían incentivar la instalación de baterías stand alone, además de su combinación con renovables. Finalmente para incentivar la incorporación de baterías en el bloque nocturo el precio de reserva que se fije deberá ser consistente con el costo de esta tecnología”, sostiene.

En esa línea, comenta que el precio de reserva fijado en la última Licitación de Suministro de 41 dólares por MWh para los bloques diurnos (1-A y 1-B) y 45,5 dólares por MWh para el nocturno (1-C) es similar al precio al cual se adjudicaron los contratos que hoy estarían en incumplimiento.