• Juan Manuel Contreras

Ley Corta II: Casi 10 años después


Para conseguir los objetivos que se propuso el esquema de licitaciones de la llamada Ley Corta II -obtener los mejores precios y desarrollar nuevas centrales más eficientes-, debe modificarse el concepto actual de considerar la electricidad adquirida como un producto único, independiente del proveedor y de la tecnología, sin diferenciar si se trata de centrales nuevas o centrales existentes.



El 29 de mayo del 2005 se publicó la ley 20.018 (también conocida como “Ley Corta II”) que modificó los tipos de contratos de energía y potencia que las empresas distribuidoras suscriben con las empresas generadoras para los clientes regulados.


La principal motivación de este cambio fue ofrecer a los generadores una alternativa para traspasar en contratos de largo plazo sus costos indexados y así viabilizar nuevas inversiones en generación, las que se paralizaron por la incertidumbre de una eventual restitución del suministro del gas argentino.


Así, entre los principales cambios que esta nueva legislación introdujo se puede mencionar el reemplazo de la contratación directa entre empresas distribuidoras con las generadoras para suministro de sus consumos actuales y sus crecimientos, por licitaciones abiertas por bloques de energía fijos en volumen y por plazos definidos.


De esta manera, los procesos de licitación, incluida la elaboración de las bases, definición del volumen a licitar, la evaluación de ofertas y adjudicación, son realizadas por las empresas distribuidoras. La CNE es la encargada de aprobar las bases y sus modificaciones.


La nueva normativa también sustituyó en los nuevos contratos el precio del suministro, cambiando el precio de nudo de corto plazo que semestralmente calcula la CNE por precios fijos con fórmulas de indexación libremente ofertados por los generadores.


Costo del cambio

Es indudable que el peor escenario es la no inversión y la falta de suministro. Por ello se consideró un período transitorio de adaptación con fuerte participación de los costos marginales, a cambio de un horizonte estable de largo plazo.


Este costo de adaptación que la Ley Corta II definió para los clientes regulados se resume en dos medidas concretas. La primera, que a partir de mayo de 2005 y hasta diciembre de 2009, todos los contratos vencidos y aquellos que fueran venciendo serían suministrados a costo marginal del sistema. Y la segunda, que para los contratos vigentes se amplía la banda de precios de mercado, de manera que el precio de nudo no difiera demasiado del precio básico calculado (promedio de los costos marginales esperados).


La aplicación de estos precios en las tarifas finales fue gradual, bajo el concepto de abono/cargo. Es así, que el efecto de estas medidas se distribuyó entre los años 2006 y 2012.


Como ejemplo, podemos ver los distintos valores (al 1 de enero de cada año) que registró la tarifa de energía de Chilectra (cliente BT1) para el área 1A(a). Mientras en 2005 el precio kWh fue de $ 58,31, el valor subió gradualmente hasta alcanzar los $ 129,33 en enero de 2009. Sin embargo, el año siguiente, el precio cayó a $ 100,79, manteniendo una tendencia a la baja que continuó hasta enero de este año, cuando registró un valor de $ 80,74.


Las licitaciones

La más importante ventaja del proceso de licitaciones de suministro de las empresas distribuidoras es el volumen que representan en conjunto los clientes regulados, que en el SIC es aproximadamente un 60% de la energía total.


El proceso de licitaciones supone un grado razonable de competencia y que toda la energía -actual y futura- estará disponible para ser contratada.


Para el SIC, sin contar los llamados a licitación para cubrir el déficit dejado por Campanario, se han desarrollado cinco procesos. En ninguno de ellos fue adjudicado el total de la energía en el primer llamado y sólo en un caso se terminó adjudicando toda la energía. Es relevante la experiencia de la segunda licitación del año 2006, donde del monto licitado de 14.519 GWh/año sólo se adjudica un 52%.


En una matriz hidrotérmica como el SIC, para un mismo parque de generación, los niveles de contratación serán diferentes dependiendo del nivel de riesgo que se asuma en los contratos. Así, con la metodología anterior, donde el precio reflejaba razonablemente un promedio de los costos marginales de corto plazo esperados para condiciones medias, el nivel de contratación puede acercarse a la energía media.


Con las licitaciones, al enfrentar precios fijos, el nivel de contratación debería estar más próximo a la energía firme. Actualmente el SIC tiene un nivel de generación anual en torno a los 50.000 GWh, donde la diferencia del aporte de generación hidráulico, entre energía media y energía firme, es del orden de 5.000 GWh.


Otra característica de las licitaciones son los grados de rigidez que la ley impone al proceso en todas sus etapas, la que si bien no es absoluta, difiere notoriamente de la flexibilidad que tienen las negociaciones o licitaciones de los grandes clientes, las cuales pueden incorporar en sus bases el derecho a no adjudicación sin expresión de causa, o de negociar con el oferente que a su juicio sea el más conveniente. Últimamente hemos visto que se incorporan como socios en el desarrollo de centrales.


Así, la más importante ventaja del proceso de licitaciones de suministro de las empresas distribuidoras es el volumen que representan en conjunto los clientes regulados, que en el SIC es aproximadamente un 60% de la energía total.


Para conseguir los objetivos que se tuvieron en vista al diseñar el esquema de licitaciones -obtener los mejores precios y desarrollar nuevas centrales más eficientes-, debe modificarse el concepto actual de considerar la electricidad adquirida como un producto único, independiente del proveedor y de la tecnología, sin diferenciar si se trata de centrales nuevas o centrales existentes.


Lo anterior implica cambiar el paradigma de licitar energía en procesos desvinculados entre sí, a uno distinto, que es el de llenado eficiente de la curva de carga agregada a base de contratos.

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