El aumento en el precio de la energía que trajo como resultado la Licitación de Suministro Eléctrico 2023/01 sigue rondando en el sector eléctrico. El otrora procedimiento ícono del mercado chileno, que entre el 2012 y el 2021 logró reducir el monto promedio adjudicado a las generadoras desde los US$131,4/MWh hasta los US$23,8/MWh -una disminución de 82% en nueve años- hoy parece haber perdido su atractivo, e incluso genera dudas respecto a la legalidad en alguno de sus cambios.

Los últimos dos procesos han dejado más de alguna preocupación. El de 2023 por una nueva alza en las ofertas presentadas, y el bajo número de las empresas participantes. Pero ya en 2022, cuando no se pudo adjudicar el total de la energía a subastar, saltaron una serie de alertas que aún pesan en el ánimo del sector.

Al tratarse de un proceso dirigido a la provisión de energía para clientes regulados, mayoritariamente residenciales, uno de los principales argumentos que rondan para explicar las recientes dificultades de los procesos licitatorios es el temor a enfrentar nuevos mecanismos de estabilización de precio que congelen las tarifas a los hogares. Una política de emergencia que los dos últimos gobierno adoptaron en medio de escenarios de crisis: la segunda administración de Sebastián Piñera lo hizo en medio del estallido social, buscando revertir las alzas de 9% en las cuentas de la luz; y Gabriel Boric hizo lo propio en 2022, cuando aún los efectos de la pandemia y la alta inflación aumentaban la presión para un gobierno que llevaba menos de un año -de hecho sólo cuatro meses- en el poder.

Este punto acaparó el mayor número de menciones en las respuestas que entregaron ejecutivos del sector eléctrico -60 de un total de 78, un 76,9%- , en el marco de una consulta realizada por la consultora Valgesta, que buscó indagar en las principales razones que tuvieron las compañías generadoras a la hora de declinar su participación en la subasta.

“La estabilización de tarifas, la reducción en el límite de clientes libres y otros riesgos asociados al segmento aparecen como las principales razones para explicar la baja participación”, comentaron en el editorial de su último boletín mensual los socios de Valgesta, Andrés Romero y Ramón Galaz.

En dicho escrito, califican los congelamientos de tarifas como el “típico caso de pan para hoy y hambre para mañana”.

“En efecto, los incentivos para ganarse un contrato de suministro que, en algún momento por razones políticas, podría ser intervenido en el precio, desaparecen y reducen el interés de actores en participar del mercado para clientes regulados (...) Gobiernos y parlamentarios de todos los colores políticos han sucumbido al aplauso fácil. El problema es que ‘más temprano que tarde’ pagaremos las malas decisiones los clientes ‘protegidos’”, plantearon los expertos, junto con hacer un llamado a evitar “la involución de nuestro mercado eléctrico”.

La medición privada se complementa con otra, encargada por la Comisión Nacional de Energía (CNE) a Criteria, presentada al día siguiente del acto de adjudicación en el que Enel se llevó la totalidad de los 3.600 GWh licitados. Aunque allí participó un número menor de ejecutivos, 25 de los 69 que recibieron la encuesta, el impacto de la estabilización de tarifas y los cambios regulatorios frecuentes asomaron como las principales respuestas abiertas entregadas por los participantes, entre los factores relevantes para evaluar la posibilidad de participar con ofertas de licitación de suministros.

Los más de US$6.000 millones de deuda que se acumularon con las generadoras como efecto de las políticas de congelamiento tarifario, fueron razón suficiente para que algunos actores tomaran la decisión de no participar en las subastas.

Ese fue el caso, por ejemplo, de Colbún. La generadora chilena se restó del proceso, y en una conferencia con analistas, en el marco de la entrega de sus resultados al primer trimestre del año, el CEO de Colbún, José Ignacio Escobar, lo explicó así: “Vemos una tendencia que básicamente refleja los riesgos de las tecnologías, del mercado y, particularmente, de los contratos regulados. Es una tendencia alcista”, dijo el viernes 3 de mayo.

La visión del ejecutivo del grupo Matte también refleja el aumento en los costos de la capacidad eólica y solar y de financiamiento, sumado a los cargos de congestión de la red, que surgieron entre los factores del cuestionado proceso de 2022, donde sólo se adjudicaron el 14,8% del total (777 de los 5.250 GWh/año).

Rodrigo Jiménez, gerente general de la consultora Systep, coincide en que el mayor riesgo percibido por políticas de estabilización tarifaria, afectaron los resultados de la última licitación.

“Si bien estas leyes no afectan directamente los contratos de esta licitación, sí generan amenazas derivadas de la discusión legislativa. La eventual reducción del límite de potencia para clientes libres, o la posibilidad de que el Ejecutivo, al igual que ocurrió con la ley MPC, no ejecute correctamente la nueva ley de normalización tarifaria y los subsidios asociados, podrían terminar afectando todos los contratos con clientes regulados en el futuro”, indicó.

Una de las innovaciones que trajeron las bases de la licitación 2023 fue la incorporación de los costos sistémicos a los indexadores de precios de la energía. Un aspecto criticado entre los expertos, porque reduce o elimina los incentivos para que las generadoras reduzcan el monto de dichos pagos.

Los cargos sistémicos son todos aquellos costos necesarios para la operación del sistema, no cubiertos por costo marginal, es decir, por los cargos regulados por la CNE, como son la transmisión, la distribución, o el cargo por servicio público.

El conjunto de pagos se puede clasificar en siete categorías distintas: sobrecostos por mínimos técnicos y servicios complementarios; costo de oportunidad, otros servicios complementarios, compensación a Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD); emisiones, costos de encendido y apagado de unidades de generación; y la reserva hídrica.

También son conocidos como pagos laterales porque no están relacionados a la energía o potencia, pero sí asumidos por el cliente. Aunque, hasta ahora, lo hacían mayoritariamente en el segmento de clientes libres. Y con la nueva licitación también lo harán los regulados, a partir de 2027 y 2028.

Javier Bustos, director ejecutivo de la Asociación de Clientes No Regulados (Acenor), agrupación que reúne a 23 empresas, representativas del 50% de la demanda de los clientes libres, asegura que el alza en dichos cargos “es un tema que lo hemos estado viviendo antes que el resto, y por eso también lo llevamos pensando un poco más tiempo, viendo qué es lo que se puede hacer”.

Explica que estos cobros han empezado a ser muy relevantes en los últimos cuatro años, cuando a partir de 2020 se cambió la regulación para crear un mercado en dichos servicios, que antes eran provistos obligatoriamente por los generadores. “Es ahí donde todo esto empieza a cambiar”.

Desde entonces, y según un análisis realizado por la consultora nórdica de servicios de ingeniería AFRY, el precio promedio de los costos sistémicos pasó a promediar US$4,63/Mwh en 2020, a US$14,72/MWh en 2023. Un alza de 296,8%, o casi cuatro veces más, en los últimos tres años.

Las cifras del período reflejan que hay dos de los cargos sistémicos que explican la mayor parte de esta alza: el mínimo técnico y los servicios complementarios, y la compensación PMGD.

El análisis de Bustos refleja la paradoja de que dichos cargos han ido en aumento por la mayor penetración de energía renovable no convencional, que ha obligado a incrementar las necesidades de los servicios complementarios “porque ahora tenemos un sistema donde hay muchas más energía variable”, pero la oferta de dichos servicios “sigue siendo la misma que ha habido siempre, que son centrales térmicas e hidráulicas”.

“Hay un problema de diseño de mercado. Ahí hay un espacio para hacer mejoras, porque hoy en día pagamos mucho a centrales térmicas por proveer servicios complementarios, que probablemente sería más barato con centrales renovables, pero para eso esas centrales tiene que estar habilitadas, que es una habilitación tecnológica, y no es cara, son US$100 mil, pero hasta ahora no han tenido incentivo económico para hacerlo”, señala.

Como Acenor, proponen hacer obligatorio que los proyectos renovables variables ingresen a evaluación ambiental habilitados para proveer servicios complementarios, “sino cada vez vas a tener menos oferta de servicios complementarios y cada vez más demanda”, señala ante el retiro de centrales a carbón.

También plantean la necesidad de que los cargos sistémicos sigan siendo a costo de las generadoras, ya que son ellas las que los pueden gestionar. “Hay muchas cosas que pueden hacer (...), pero si me dicen que no lo pagamos, no me tengo que preocupar”, reflexiona.

Jorge Hurtado, consultor senior y experto en el mercado chileno de AFRY, coincide.

“Históricamente no se ha podido transferir estos costos al cliente regulado final en los Precios de Nudo Promedio, que es lo que paga un cliente residencial por concepto de energía y potencia. En estos casos, es el generador quien debe internalizar en su oferta de energía para participar en licitaciones reguladas, estos costos sistémicos”, plantea.

El traspaso de estos cargos a los clientes está siendo revisado por la Contraloría General de la República, tras una solicitud planteada por Conadecus, que rebate la legalidad de dicho concepto y busca frenar el proceso licitatorio. Una decisión que actores del sector siguen de cerca, puesto que aún restan las dos últimas fases finales de la licitación: la firma del contrato de escritura pública y su registro ante la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.