Las condiciones de inestabilidad internacional por la guerra comercial entre EEUU y China tienen al dólar por los cielos, lo que sumado a la situación que se observa en la economía interna del país, la cual no ha logrado despegar por sí misma, tienen al sector energético y a los clientes finales completamente golpeados, lo que se ha evidenciado con mayor fuerza durante el primer semestre de este año ya que se han elevado las tarifas de electricidad en casi un 10%.
Lo anterior, incluso llevó al Ministro, hace algunas semanas, a plantear la idea de modificar la operatoria de los contratos de suministro suscritos hace unos años entre distribuidoras y generadores.
A lo señalado, se suma que hace algunos meses se han presentado modificaciones regulatorias para el sector como por ejemplo, la propuesta de nueva Ley de Distribución, que se espera mejore la competencia y reduzca los precios por este servicio, así como también el nuevo reglamento para PMGD (Pequeños Medios de Generación Distribuidos) que se tradujo en cambios de la metodología de cálculo del precio estabilizado aplicable a este segmento de generadores.
Los cambios han generado una incertidumbre ajena a un mercado que se solía considerar de los más estables, frenando así algunas inversiones y con mayor incidencia en las de pequeña escala a lo largo de todo el país.
Estas circunstancias ya habían por sí mismas provocado una tormenta perfecta, generando el descontento en clientes (opinión pública) y en una buena parte del sector inversionista.
Como si ese escenario no hubiese sido lo suficientemente complejo, en los últimos días hemos vivido un estallido social en nuestro país, que provocó una serie de medidas inmediatas del gobierno, en particular una de ellas involucra directamente al sector eléctrico.
Se informó la creación de un mecanismo de estabilización de los precios de la energía regulada, tan relevante en lo político y para la ciudadanía, que el Presidente de la Republica lo anunció en cadena nacional en medio de la crisis en la cual nuestro país se encuentra.
Las dudas que surgen a la fecha son ¿De qué se trata este mecanismo?, ¿a qué tipo de clientes aplica? ¿Quién lo paga? ¿Cuánto tiempo durará? Conforme a la información revelada hasta la fecha, mediante los anuncios del Ministro de energía, y el proyecto de Ley presentado el día de ayer, el mecanismo actuaría fijando el precio de la energía en correspondencia con el observado en el proceso tarifario precio nudo promedio del Decreto 20T (correspondiente al primer semestre 2019), evitando un alza cercana al 10% respecto del Decreto 7T (correspondiente para el segundo semestre 2019) y otras que se esperaban para el 2020 y que podrían sumar valores cercanos a un 10% adicional.
Para ello, el Ministro ha mencionado que requerirá de una modificación legal, ingresando dicho proyecto de ley al congreso y que se incluiría dentro del proyecto de Ley Corta de Distribución (cuyo objetivo original era reducir la tasa de descuento de las empresas distribuidoras).
Para comprender el mecanismo en el cual se sustenta la medida, primero debemos recordar que los precios pagados por los clientes finales se construyen a partir de un promedio de los precios y energías de los contratos vigentes entre las empresas distribuidoras y generadoras destinados a abastecer la demanda regulada del sistema.
Estos precios se fijan en USD por MWh y se actualizan conforme a la tasa de cambio y otros indexadores, como por ejemplo índice de precios al consumidor norteamericano.
Considerando lo anterior, el anuncio de congelamiento se traduce en que las empresas generadoras no recibirán los precios reales de sus contratos desde Julio 2019 y hasta diciembre 2020, ya que estos quedarán fijos a los valores del primer semestre del 2019.
La diferencia que se va originando entre el precio real de los contratos y los montos efectivamente recaudados producto de la aplicación de este precio estabilizado “PEC”, serán acumulados como una deuda hacia las empresas generadoras, las cuales asumirán el costo financiero.
Dichos montos adeudados comenzarán a ser devueltos a los generadores a partir del año 2021, cuando la entrada en vigencia de nuevos contratos de suministro (mayormente renovables firmados el año 2015), se traducen en una baja de los precios, dejando así espacio para comenzar a saldar las deudas sin representar incremento en los precios a los clientes finales.
Ahora bien, la baja esperada producto de estos contratos más baratos que ingresarían en 2021, está apenas unos puntos más abajo que los precios de hoy, por lo que no permitirán saldar las deudas a contar de esta fecha sin tener que incurrir en precios nuevamente más altos que el precio techo PEC.
Conforme a lo anterior, la propuesta indica que se fijará el precio techo estabilizado PEC igualmente entre el año 2021 y el 2025, y solo se podrá comenzar a saldar parte de la deuda acumulada en la medida que esto no implique superar el precio límite definido.
Así, todo indica que solo a contar del año 2025 será posible realmente iniciar las devoluciones de los montos adeudados hacia los generadores, gracias a que en esta fecha se espera una baja considerable al precio de energía (aproximadamente un 25%) que da espacio real para incorporar en los precios a clientes finales estos montos adeudados, sin incurrir en alzas en los precios finales.
Si bien, la medida resulta practica en cuanto a los objetivos perseguidos (estabilizar el precio y limitar las alzas producto del tipo de cambio), nacen otras dos preguntas ¿estaban al tanto los generadores sobre el mecanismo y cómo les va a afectar la caja? Y por otro lado, con este mecanismo, ¿En qué plazo se espera que generadores recuperen sus saldos?.
El sector en su totalidad se encuentra determinando el impacto con estudios de última hora y diferentes casos de sensibilidad, inclusive si el dólar se mantiene en los niveles actuales, los montos no recaudados por estas empresas resultan considerables. No obstante, las indicaciones del proyecto señalan explícitamente que en ningún caso estas devoluciones podrán extenderse más allá del año 2027.
Si bien la metodología impacta a todos los actores, los casos de mayor preocupación corresponden justamente a los proyectos nuevos, en su mayoría renovables que se adjudicaron contratos de suministro a precios bajos, los mismos que sustentan a su vez la baja en el precio esperado al 2021 y al 2025, pero que aún están en búsqueda de financiamiento para el desarrollo de sus centrales, y que hoy rápidamente, con el solo anuncio han visto cuestionados el otorgamiento de sus créditos, aumentando además las tasas asociadas a los posibles riesgos e incluso solicitando seguros por tasa de cambio dólar peso.
Respondiendo a lo legítimamente solicitado por la ciudadanía, pero buscando una conciliación entre el objetivo social por el cual ha sido anunciado “bajar el precio de electricidad a las familias más vulnerables del país y para la clase media”, y a su vez aminorar el impacto en el mercado eléctrico, resultaría sensato considerar que la aplicabilidad de este mecanismo debería estar destinada únicamente para los clientes residenciales (BT1), y no para el resto de los clientes regulados, entre los cuales encontramos consumos intensivos asociado a grandes industrias, edificios de oficina, supermercados, stripcenters, industria productiva, entre otros.
Lo anterior, permitiría reducir así la presión sobre la industria de la generación en aproximadamente en un 55% (450 Millones de USD en vez de 1000 Millones de USD) sobre los montos totales de crédito que el mecanismo les obligaría a entregar al sistema. En caso contrario, el mecanismo perdería su foco de sentido social para el cual ha sido anunciado y pondría fuertemente en riesgo el desarrollo de la industria energética.
Columnista: Vannia Toro, Gerenta de Regulación y Mercado de EMOAC, Ingeniero Civil Eléctrico de la Universidad de Chile, ligada a la academia. Se desempeñó en diversos cargos asociados a transferencias económicas, planificación y desarrollo del sistema eléctrico en el Coordinador Eléctrico Nacional.
Vannia Toro, Gerenta de Regulación y Mercado de EMOAC.
Estimada Srta. Vannia muy fundamentado su comentario y mas aún su sugerencia de acotar la aplicación solamente a la BT1 residencial.
La invito a considerar en sus futuras intervenciones la llegada masiva de tracto camiones eléctricos de carretera a la minería chilena y actividades asociadas que con baterías de 300 KW recorriendo 1 Km por KW demandarán mas de 3.000 MWh dia al 2026 y dlicándose al 2030, tomada principalmente de fuentes Foto Voltaicas