Reducir en 25% el precio ofertado por las empresas en las licitaciones de suministro para hogares y pequeña industria es una de las metas planteadas por el Ejecutivo y, para ello, es fundamental el proyecto de ley que se tramita en el Congreso. Los ajustes propuestos no generan consenso en el mercado, y la industria eléctrica está dividida sobre los cambios.
Las cuentas de la luz para los hogares y pequeños comercios -los denominados clientes regulados- subirían 34% durante la próxima década. Ése es el costo de no cambiar el sistema de licitaciones de suministro para este segmento, según el gobierno. Por eso es que ingresó un proyecto de ley que busca modificar el sistema para propiciar mejores condiciones de precios en el futuro.
La alarma -explica el Ejecutivo en el mensaje de la iniciativa que se tramita en el Congreso- se encendió en el último gran proceso de licitación de suministro, en 2013, donde junto con no presentarse ofertas suficientes para cubrir el total de la energía demandada, el precio al cual se adjudicó la licitación fue de US$ 128,9 el MWh, correspondiente al “techo” del proceso, valor que refleja una situación coyuntural de estrechez de oferta, pero “en ningún caso corresponde a un desarrollo eficiente del segmento generación”. Preocupación razonable si se considera que para el 2021 se requerirá licitar en el Sistema Interconectado Central (SIC) aproximadamente 20.000 GWh, equivalentes a cerca del 45% del total de suministro contratado para dicho año. Pese a que en la industria existe consenso del problema, las soluciones propuestas por la autoridad generaron varios “cortocircuitos” entre los actores del mercado. Acá los principales puntos del debate.
1. ATRIBUCIONES DE LA CNE
Uno de los pilares de la normativa propuesta es que las bases de licitación no serán -como es hoydesarrolladas por las propias distribuidoras que necesitan de energía para sus clientes, sino que será la Comisión Nacional de Energía (CNE) la que elaborará el documento. Así, las licitaciones se usarían como un instrumento de política pública y no sólo como un mecanismo para abastecer la demanda eléctrica domiciliaria.
Para el experto y socio de Quintanilla & Busel Niedmann Jorge Quintanilla, la propuesta le parece necesaria, además de uniformar las bases para todas las distribuidoras del país, como “un medio que permita al Ejecutivo disponer de una herramienta para lograr objetivos como la eficiencia en la generación, competencia en el sector, seguridad en el suministro, diversificación de las fuentes de energía y sustentabilidad del parque generador”. Eso sí, cree que debiera incluir una fórmula para controvertir las bases que defina el regulador ante el Panel de Expertos. Una opinión distinta tienen en Libertad y Desarrollo (LyD). De acuerdo al think tank, sería mejor establecer una agencia independiente, que garantice un proceso técnico-económico aislado del ciclo político, función que “requiere de un riguroso proceso de análisis prospectivo y monitoreo del mercado, que dé garantías de que se logrará cubrir los requerimientos de energía a precios competitivos, labor que queda mejor resguardada en una entidad independiente que dentro del propio gobierno”.
2. REGULACIÓN DE SUMINISTROS SIN CONTRATO
Uno de los mayores “ruidos” que preocupan a los generadores es lo que denominan “asignación forzosa”, y que en el proyecto se describe como regulación del suministro sin contrato de las distribuidoras. En el documento se propone que las empresas generadoras que han sido asignadas para suministrar la fracción sin contrato reciban por la venta de dicha energía, por parte de la distribuidora, un pago equivalente al máximo valor entre el Precio de Nudo de Corto Plazo y el costo variable de operación propio del generador.
El presidente de la Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM AG), Sebastián Pizarro, comenta que “la asignación forzosa, que esperaríamos de corto plazo, tiene un efecto directo en los generadores. Es un intento de bajar los precios artificialmente y, si lo haces de esa forma, lo que ocurrirá es que cualquier proyecto nuevo que se enfrente al mercado deberá tener en cuenta que del 100% de su energía hay una parte que te la quitan y la asignan forzosamente a una distribuidora y, por tanto, se dificulta la ejecución de los proyectos”.
Para el director ejecutivo de Empresas Eléctricas, Rodrigo Castillo, “el mecanismo por el cual los generadores deben colaborar y asumir los consumos regulados sin contrato ha existido desde siempre”. Dice que en los 90 se aplicó la RM 88, y hace un año atrás una interpretación de la SEC y, en todos los casos, se ha establecido que corresponde a los generadores hacerse cargo de esta situación, por lo que “el proyecto de ley, lejos de establecer una obligación adicional para los generadores, lo que está haciendo es acotar su riesgo”.
3. CLIENTES REGULADOS HASTA 10 MW
Industriales medianos, comercios o hasta clínicas no tienen el poder de negociar contratos competitivos de energía. Ése es el análisis del Ejecutivo y la razón de que ampliara hasta una potencia de 10 MW los usuarios considerados como clientes regulados y, por ende, se les cobrarán los precios que determine la licitación.
Esto disminuiría los costos para muchas empresas a las que, dicen en el mercado, se les cobra costo marginal más un porcentaje establecido por la generadora. Sin embargo, la medida podría impactar al segmento de los pequeños y medianos generadores, dice Sebastián Pizarro, presidente del gremio que los agrupa. Con esta medida, sostiene, seguirá creciendo el mercado de los regulados, pese a que con la actual demanda ya han quedado suministros sin contrato, lo que con las actuales condiciones aumentaría, aplicándose con mayor fuerza la “asignación forzosa”.
El socio de Quintanilla & Busel Niedmann Jorge Quintanilla, señala que “debe justificarse que las empresas que se verán beneficiadas con la alternativa de ser cliente regulado, no obstante tener una capacidad conectada de 10 MW, realmente lo requieran”.
4. FLEXIBILIDAD DE LOS BLOQUES HORARIOS
Si bien la licitación que está en proceso ya contempla un mecanismo de bloques horarios para favorecer la participación de generadores no convencionales, de modo que puedan inyectar centrales solares o eólicas en sus momentos de mayor producción, actores de la industria generadora comentan que el proyecto vendrá a institucionalizar esta práctica que, argumentan, aumentará los costos.
Un estudio encargado por la CPC a especialistas eléctricos sostiene que, por ejemplo, una central de ciclo combinado que produzca el 67% del tiempo para dar espacio a la inyección de tecnologías renovables -pero intermitentes- “no podrá ofrecer los mismos precios que si genera el 100% del tiempo, pues tendrá que amortizar su inversión, produciendo un 33% menos”.
Sin embargo, desde la industria de las renovables responden que el principal de los costos de un generador convencional es el combustible, más que la amortización de la inversión, por lo que su impacto en precios es marginal. El director ejecutivo de Empresas Eléctricas, Rodrigo Castillo, añade que “hoy día se hace evidente que las energías renovables son competitivas en precios a las energías convencionales. Seguir con la cantinela de que las ERNC son caras se quedó cinco años en el pasado”. Agrega que el mecanismo impugnado por parte del mercado ya comenzó a usarse y no sería una modificación propia del proyecto de ley.
5. CRITERIOS DE EVALUACIÓN DE OFERTAS
El precio más bajo ofertado no significará, siempre, sinónimo de adjudicarse la licitación. Como un instrumento de política pública, la autoridad introduce otros aspectos para analizar si una propuesta del generador es ganadora o no. De esta forma, dice la iniciativa legislativa, se propone una mayor flexibilidad al criterio de evaluación de ofertas. “En particular, que los criterios de evaluación económica de las ofertas que se establezcan en las bases, puedan considerar fórmulas de indexación o premiar aquellas respaldadas en nuevos proyectos de generación, energía firme disponible para ser contratada u otros criterios asociados a los objetivos de eficiencia económica, competencia, seguridad y diversificación del sistema eléctrico”, señala el documento.
Esa opción no convence a todo el mundo. En el análisis realizado por LyD indican que el hecho de que se consideren premios para ofertas respaldadas en nuevos proyectos de generación “introduce una suerte de discriminación” entre centrales existentes y nuevas. “Esto no parece conveniente desde el punto de vista de la eficiencia económica y del fin último de la licitación, que es lograr el precio más bajo posible de energía para los clientes regulados (…) Cualquier criterio distinto al costo económico que se considere para la evaluación de ofertas debiera quedar claro y expresamente estipulado en la ley o en las bases, de modo que sea por todos conocido”, argumentan.
