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Sistema de Cuotas – Tendering System

ERNCEl Tendering System, es la segunda variante del Sistema de Cuotas (en adelante SQ). Recordemos que el SQ se fundamenta en la fijación de un objetivo – cuota respecto a la electricidad que debe ser inyectada o retirada de un sistema eléctrico, ya sea un porcentaje o una cantidad establecida, proveniente de medios de generación ERNC. En caso de incumplimiento, los obligados se ven expuestos a multas. El Tendering System (en adelante TS), se basa en que la autoridad al fijar la cuota, establece que los proveedores serán escogidos mediante un sistema de licitaciones, fijando asimismo un valor máximo para las ofertas que sean recibidas. El TS ha sido utilizado en el Reino Unido (con la Non Fossil Fuel Obligation que rigió en la década de los noventas y desde 2001 con la New Electricity Trading Arrangements – Renewables Obligation, vigente hasta el 2018, aunque ya es propiamente un sistema mixto con el FIT), Irlanda (con la Alternative Energy Requirement) y Francia (con la EOLE), entre otros.

Para cumplir la cuota establecida, la autoridad en caso que sea necesario calcula a cuanto equivale el porcentaje de la misma, tomando como referencia la electricidad inyectada al sistema eléctrico el año anterior. En el caso de que la licitación rija por un período superior a un año (5 años es lo más común), a dicho cálculo se le debe incorporar la tasa de crecimiento del respectivo mercado. Posteriormente se abre un proceso de licitación abierta, estableciéndose un precio máximo para las ofertas, como la fijación de otros estándares sobre la operación. Los actores del mercado pueden hacer ofertas por el total o parte del espectro ofertado, al menor costo posible. Las ofertas serán seleccionadas partiendo por las más baratas y así sucesivamente hasta que la cuota licitada sea enterada. Si una vez seleccionada una oferta, esta no se ejecuta, se traduce en la aplicación de multas a dicho oferente.

En algunos casos se ha optado por establecer licitaciones diferenciadas, según el tipo de ERNC deseada (con lo que puede variar la cuota por cada tecnología), lográndose de esta manera incentivar de forma transversal todas las ERNC. Con esta pequeña modificación al modelo original del TS, las tecnologías compiten en igualdad de condiciones por una parte del espectro ERNC que es licitado. Es lógico que la generación solar no se encuentre en pie para competir con la eólica bajo la lógica de los menores costos posibles. Por supuesto, que con este raciocinio se buscan las unidades y tecnologías más eficientes por cada tipo de ERNC.

En este sistema, a pesar de incentivarse las ERNC menos costosas, se encuentra aparejada un alza de las tarifas eléctricas, porque de lo contrario el mercado ya habría sido capaz de desarrollarlas sin necesidad de instrumentos normativos o medidas de incentivo. La opción en términos del instrumento normativo, pasan por trasladar esa alza de las tarifas a los clientes o que la autoridad financie la diferencia por el aumento de los costos marginales con la implementación del TS (se puede recurrir a nuevos impuestos eléctricos o reducir el gasto público en otras áreas). La decisión final pasa más por una decisión de orden político, que se debe analizar caso a caso.

La primera y principal ventaja del TS es la reducción de los costos de la energía eléctrica generada con ERNC, incentivando la presentación de ofertas atractivas, bajo la lógica del libre mercado. Al reducirse los costos, se logra que la población logre aceptar este sistema evitando oposición por grandes alzas tarifarias. La segunda ventaja es que incentiva la competencia en el mercado de generación eléctrica ERNC. Sin embargo, haciendo el análisis respecto al Renewable Portafolio System, el TS incentiva la competencia en momentos acotados (en el proceso de licitación) y no como el RPS, que estimula continuamente la competencia para lograr entregar un producto al menor costo posible. Una tercera ventaja del TS, es que se genera estabilidad en los precios, evitando fluctuaciones por situaciones estacionales, al fijar las tarifas en base a lo ofertado en la licitación.

Como desventajas del TS se señala en primer lugar, que este instrumento al buscar los menores costos, solo incentivaría algunas ERNC y/o tecnologías. Este argumento es contrarrestado al hacer licitaciones para cada tipo de ERNC, lo que de todas formas implica el análisis de cuánta electricidad se necesita de cada una, manteniendo un balance entre incentivar de forma amplia sin que implique una alza a las tarifas eléctricas sobre los niveles aceptables (dichos niveles deben determinarse tomando en cuenta factores técnicos y socioeconómicos, haciendo un análisis similar al FIT). Una segunda desventaja señalada a este sistema es la poca certeza y seguridad que entrega a los actores del mercado. Esto ya que el hecho de ganar una licitación e invertir en medios de generación ERNC, no le asegura al inversionista que para la siguiente licitación tendrá posibilidades de volver a ganar. Por ende, los períodos de licitación cortos no permiten que se recupere la inversión realizada, lo que hace menos atractivo invertir. Se podría señalar que la solución sea que los plazos de licitación sean de 10 a 15 años, lo que conllevaría a limitar de sobremanera la competencia en los últimos años, evitando reducir las tarifas ERNC. Una tercera desventaja, es que el TS genera momentos de desarrollo de la generación ERNC y posteriormente momentos de estancamiento de la misma.

Se puede señalar que este sistema se encuentra en retirada o más bien que nunca logró establecerse claramente como un instrumento normativo. Unos pocos países los implementaron, los cuales ya están en proceso de reemplazarlo, si aún no lo han hecho.


Por Sebastián Leyton Pérez, egresado de Derecho de la U. de Chile, memorista sobre aspectos regulatorios de las ERNC.

  1. Sebastián Leyton
    06/08/10 a las 20:41 | #1

    Renato, el sistema chileno tiene sus particularidades lo que repercutiría si se quisiera aplicar el TS. Ahora, para protegerse de que los precios se disparen se consideran establecer precios máximos.

    Ahora, al establecer el espectro obtenido en una licitación por períodos de 10 a 15 años se limita la competencia, puesto que no habría incentivo a la empresa generadora a bajar los precios (ya tiene asegurado un precio), salvo que mediante el ahorro busque aumentar sus utilidades. Lo lamentable, es como se paga un precio fijo esos ahorros serían difíciles que se traspasen a los clientes.

    En el caso que en Chile se llegase a aplicar el TS, para mi la solución es hacer licitaciones todos los años. El espectro licitado se asegura por plazos de 10 años o más. Por ende, por ejemplo si todos los años se licita X cantidad de GWh del espectro, al cabo de 10 años habría aumentado considerablemente la generación con ERNC (idealmente sería al menos 10 X), y el hecho de todos los años licitar parte de la demanda, hace que los ahorros futuros efectivamente puedan ser traspasados a los clientes, aunque amortizados con los mayores valores iniciales. Para esto se requiere además ir reduciendo paulatinamente el precio máximo a ofertar. Es una opción intermedia, que le da al oferente la seguridad del retorno de sus utilidades, pero a su vez permite que todos los años exista competencia. Si a eso le sumamos licitaciones por cada tipo de ERNC, quizás tendría un futuro promisorio.

    Eso sí es un tema para darle vueltas.

  2. Renato Valdivia
    05/08/10 a las 20:32 | #2

    Interesante, tiene algunas similitudes con el sistema de licitaciones de suministro adoptado en Chile mediante la Ley Corta II. Me llama sobre todo la atención lo mencionado en el penúltimo párrafo, acerca de que se requiere de largos plazos de licitación para atraer la inversión, lo que sin embargo limita la competencia. En el caso Chileno, se fijaron períodos de 10 a 15 años para las licitaciones de suministro. En el segundo proceso, 49% de la energía licitada no logró ser adjudicada y en el tercer proceso, los precios se dispararon.

  1. Tuesday, 10 de August de 2010 a las 17:30 | #1
  2. Monday, 15 de November de 2010 a las 17:32 | #2