Parte de las novedades es que se permite la combinación de tecnologías (recursos de generación) en una misma oferta, por lo que la solar o eólica se podrá combinar con la hidroeléctrica, entre otras opciones y plazos; o la operación de plantas que ya funcionan, con proyectos de plantas nuevas.
Según el cronograma oficial, la apertura de ofertas técnicas está prevista para el 31 de mayo próximo, mientras que para julio se ha programado efectuar la evaluación de ofertas económicas y proceder a la adjudicación.
Sin embargo, las distribuidoras están evaluando aplazar la fecha de recepción para la primera semana de julio, expuso Dimas Carranza, gerente de regulación de Energuate e integrante de la Junta de Licitación respectiva.
Ese aplazamiento daría más tiempo al Administrador del Mercado Mayorista (AMM), ente operador del Sistema Nacional Interconectado (SNI), para aprobar la normativa que permita la adición de otras tecnologías, como el uso de baterías para reserva de energía en proyectos de generación renovable, por ejemplo.
Alto interés y dudas
Hasta el 3 de febrero del 2023, 36 son las empresas interesadas, tanto nacionales como internacionales, que ya han retirado bases de licitación. De estas, 20 son empresas o interesados que tienen la intención de ofertar potencia arriba de los 5 MW y 16 desean ofertar como Generador Distribuidor Renovable (GDR) como se les denomina a las plantas con capacidad menor a 5 MW.
En la licitación 235 megavatios también hay disponible un cupo 40 MW de solo energía; es decir que el generador no necesariamente tiene que garantizar potencia, por lo que califican plantas como centrales fotovoltaicas o eólicas que por sus características técnicas (generación intermitente) no pueden garantizar potencia, expuso.
En el proceso han surgido diversas dudas de parte de los interesados y las más recurrentes se refieren a la acreditación de experiencia, como calcular la capacidad económica que garantice que se va a tener la suficiente robustez financiera para construir los proyectos, aparte de que se requiere más documentación legal, y cuáles serán los criterios para calificar técnicamente el aspecto económico.
Además, se pregunta sobre la posibilidad de combinar diferentes tecnologías renovables en una oferta, aspecto que ahora permite la licitación. También hay solicitudes para la modificación de las bases para permitir la posibilidad de combinación de generadoras renovables y no renovables.
Sin embargo, cada aspecto se analiza y, si luego de la evaluación se considera posible, sería necesaria una adenda, aspecto que se estarán decidiendo en los próximos meses.
Inversión
Carranza dijo que el proceso se halla aún en una etapa preliminar, lo que no permite tener una cuantificación de los volúmenes de oferta que se tendrá por tecnología y si estas serán nuevas, para estimar la inversión que se tendría.
Recientemente, Víctor Asturias, director ejecutivo del Consejo de la Industria Eléctrica (CIE) dijo que la expectativa es que se podrían atraer unos US$900 millones, estimando que el promedio de inversión por MW está entre US$3.5 millones y US$4 millones.
Esta licitación se lanzó para poder sustituir contratos que están próximos a vencer y complementar la cobertura para crecimiento de la demanda de las distribuidoras.
De los 235 MW que abarca el evento, Energuate tendría la necesidad de contratar 60 MW de potencia y de los 40 MW de energía, buscan proveerse de 15. Los restantes 175 MW de potencia y 25 de energía serían para proveer a la EEGSA, comentó el ejecutivo.
En el 2030, a Energuate se le vencerán varios contratos renovables y no renovables, que son los adjudicados en la PEG 1 y PEG 2. Para la EEGSA, los vencimientos de los contratos se esperan en el 2025, compuestos por generación de biomasa y carbón en dos ingenios y algunos del Inde, con hidroeléctricas ya existentes, indicó el gerente de distribución Carlos Rodas. Estos están sustituyendo el contrato con el que San José, generadora con carbón, proveía 120 MW a dicha empresa.
Visión de largo plazo
Ahora se visualiza la necesidad de seguir impulsando un quinto evento (PEG 5) ya que se podría requerir un volumen de contratación superior a 1 mil MW, tomando en cuenta que seguirán venciendo los contratos de la PEG 1 y 2 alrededor del 2030.
En el caso de Energuate, por ejemplo, vencería en ese año el de Jaguar Energy que le provee generación con carbón por 200 MW. “La visión es seguir materializando la política energética hacia una matriz de generación más amigable con el medioambiente”, dijo Carranza. Dentro de esa posibilidad se menciona el gas natural, la geotermia, otros renovables y no renovables.
Novedades en el proceso
La PEG 4, tiene novedades respecto a las tres licitaciones de largo plazo que ya ha efectuado el país:
Aunque se hará por subasta inversa como los concursos anteriores, en la actual, los oferentes deben presentar por primera vez en una licitación de largo plazo, un estudio de prefactibilidad financiera.
La intención es que el oferente que resulte adjudicado tenga capacidad de ejecución porque no se permitirá vender o traspasar el proyecto, como ha sucedido con adjudicados en otros eventos y la finalidad es darles certeza a las distribuidoras que se construirá y operará el proyecto, explica Fernando Ríos, que forma parte del equipo de apoyo regulatorio de la Asociación de Generadores con Energía Renovable (Ager).
Se establecieron objetivos de cuotas de contratación para recursos renovables y no renovables. Para los primeros, el mínimo es de 50% del total de 235 MW requerido, a través de plantas de generación nuevas. Es decir, un mínimo de 117.5 MW, sujeto a que existan condiciones de competencia. Pero puede llegar hasta el 100%.
Para los no renovables, el máximo a adjudicar será del 50% con plantas de generación nuevas, la cifra podrá subir, si por cualquier motivo no se llena la cuota con los recursos renovables.
Cuando sean plantas nuevas (que no hayan entrado en operación comercial antes de la convocatoria a licitar que fue el 4 agosto del 2022), el contrato será por 15 años y el inversionista podrá escoger el inicio de operación entre tres fechas, como el uno de mayo de estos años: 2026, 2027 o 2028.
Si es una planta que está en operación comercial antes de esa convocatoria, solo podrá entrar a proveer el contrato el uno de mayo 2026 y el plazo de contratación es de solo cuatro años.
Combinación de plantas nuevas y existentes, tecnologías y recursos
Se busca contratar 235 megavatios de potencia garantizada (respaldada con una oferta firme y eficiente dentro del mercado mayorista). Sin embargo, hay un cupo de 40 MW solo para energía, que pueden ofrecer las plantas con generación intermitente como solar, eólico o las hidroeléctricas que operan según el comportamiento del cauce del río (conocidas como al filo de agua).
Ríos mencionó que esas plantas no tienen oferta firme eficiente porque no pueden producir en el período de máxima demanda del sistema, pero pueden participar en la licitación bajo la denominación de potencia instalada. Si obtiene la adjudicación, esta puede ser por solo por energía y para la potencia firme, la distribuidora se tendrá que proveer por medio de otra central que cubra esa característica.
El requerimiento de la distribuidora para una planta nueva es que la oferta contenga el mayor detalle técnico y el alcance que piden las bases de licitación. Aquí puede ser que la planta pueda hacer un cambio de fuente energética o que efectúe la combinación de recursos renovables; por ejemplo, hidro-eólico o hidro-solar.
Si una planta renovable, como las solares, eólicas o hidroeléctricas pequeñas o que operan al filo de agua (que no tienen represa, por ejemplo), quiere participar solo con oferta de energía generada, el cupo máximo es de 40 MW.
Pero si quiere participar con más cupo dentro de los 235 MW que se licitarán y ofrece potencia firme y eficiente, necesitaría hacer una combinación con una hidroeléctrica con capacidad de ofrecer potencia, se citó como ejemplo. En los casos en los que pueda solo ofrecer energía, la distribuidora debe complementar con la contratación de otra planta que le ofrezca solo la garantía de potencia.
Otra combinación que se puede hacer es que si se trata de plantas renovables en operación, tienen la posibilidad de adecuar generación renovable a través de otro proyecto nuevo, como paneles solares o con fuerza eólica con una nueva inversión, lo que les permitiría optar a contratos de 15 años plazo, combinando las dos tecnologías.
Por ejemplo, si una hidroeléctrica está operando por 50 megavatios y se quiere participar en esta licitación para obtener un plazo de 15 años, puede preparar su oferta por el volumen de megavatios que considere y puede presentar una oferta de proyecto nuevo con un equipamiento solar o eólico pero debe de ser por el mismo volumen, y así cumplir con requisitos.
“Aunque sea una planta de generación existente, el hecho de haber colocado una central renovable completamente nueva por la misma capacidad, le permite cumplir el requisito de poder participar por un plazo de 15 años, y se basa en la característica de combinación de fuentes renovables”, añade Ríos. La intención es seguir renovando el parque de generación para que sea cada vez más renovable.
Cuando son plantas de generación con recursos renovables (hidroeléctrica, eólica, solar y biomasa, entre otras) pueden optar por dos tipos de contrato. Uno es con diferencia con curva de carga, con el cual el precio de la energía es fijo; y el otro es el de opción de compra de energía, con la que esa planta establece el costo variable de generación de la central y la distribuidora va a tomar el que sea menor, entre el precio del contrato y el precio spot (precio sin contrato en el mercado mayorista).
Cuando son plantas de generación con recursos no renovables, la única opción que tienen son los contratos con opción de compra porque son combustibles fósiles y la distribuidora quiere garantizarse que va a comprar siempre al mínimo costo.
Cuando son plantas de recursos renovables pero calificadas como generadores de menos de 5 megavatios, también pueden hacer un contrato por diferencias con curva de carga, un contrato de opción de compra de energía o un contrato de energía.
Se debe tomar en cuenta que la evaluación económica de oferta será por el precio monómico de cada oferta, en el que está comprendido el precio de la energía y el de potencia. Pero cuando se trata de ofertas solo por energía, en las bases de licitación le establecieron un precio fijo de potencia para que el modelo lo pueda evaluar, explica Ríos.
El analista de regulaciones expone que esta puede ser una complicación para este tipo de tecnologías, como la solar, eólica o biomasa o hidros sin potencia, porque le están colocando un precio de referencia sobre el cual van a evaluar la potencia instalada que tenga.
Esto podría provocar que el costo sea más elevado respecto a si solo se toma en cuenta el de energía y pone a estas tecnologías en un nivel de desventaja porque las están colocando para modelos de adjudicación de un servicio que no está ofertando y que por ende, no va a cobrar.
Tecnologías y recursos
Las geotérmicas tienen un tratamiento especial, pues se les estableció alrededor de 40 megavatios de cupo y otras características que les podrían dar ventajas o desventajas, ya que son tecnologías que requieren alta inversión (por la perforación de pozos) y tienen el riesgo de encontrar el recurso o no, el nivel de capacidad de generación que hayan ofertado.
En las bases de licitación se previó que se puede pasar por una falta total o parcial del recurso, y si al ejecutar el proyecto se establece que no llega al volumen de megavatios ofertados, le mantendrán el contrato por el volumen que logre tener disponible. Esto ayuda a darle certeza de contratación y tranquilidad al inversionista, añade Ríos.
También se toma en cuenta que, con los años de explotación del recurso, se puede reducir el vapor y por ende, en la producción se prevé hacer los ajustes respectivos dentro de la contratación. En ambos casos, sin penalidad.
La licitación está abierta a las diferentes tecnologías y recursos, pero no se permitirán plantas de carbón ni de búnker nuevas, porque se busca, aparte de cubrir la demanda nacional, diversificar más la matriz energética y cumplir con los objetivos de la política energética del país, dijo recientemente el Ministerio de Energía y Minas (MEM).
En las bases de licitación no se especifica una prohibición para el carbón, pero sí en las condiciones que estas establecen, como los factores de la emisión de dióxido de carbono, y toman como referencia lo que dice el IPCC (El Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático), la emisión de factor que tienen es de 5, ejemplificó Ríos. El carbón no puede cumplir con eso para las condiciones que se establecen para los contratos por el plazo de 15 años y solo podría hacerlo a través de plantas existentes por un plazo de cuatro.
Una generadora con carbón nueva podría participar, siempre que el factor de emisión sea de 50, pero eso es imposible en este recurso, aunque se trate de plantas nuevas y la tecnología más eficiente, por lo que no podrían cumplir técnicamente con este requisito, añadió el experto.