La promesa fue que los bajos costos de energía compensarían el alza de los demás costos. Sin embargo, en el camino recorrido para la integración de las tecnologías ERNC, se evidencia que a la fecha no ha habido ninguna baja efectiva para el cliente final.
Con la llegada de nuevas tecnologías con costos mucho menores de energía desde el 2014, comenzó una serie de discusiones regulatorias para facilitar su integración de forma óptima y económica al sistema. Hubo cambios en las bases de las licitaciones, se interconectó el sistema eléctrico, se iniciaron nuevos procesos de estudio en materia de servicios complementarios (SSCC), discusiones sobre el reconocimiento de potencia (aún en curso) y hubo cambios en la Ley de Transmisión.
Una de las premisas de la época fue que con estos cambios estructurales se promovería la competencia y el desarrollo eficiente del mercado eléctrico, por lo que si bien algunas componentes de la tarifa eléctrica aumentarían (en particular, los pagos por transmisión), serían más que compensados por la
baja del cargo por energía. En la presentación realizada por el Ministerio de Energía a la Comisión de Minería y Energía del Senado en marzo de 2016 se estimaba un aumento de 1 a 3 US$/MWh de los cargos por transmisión, y una baja de los costos marginales a un valor de 10 a 20 US$/MWh, lo que debiese ser extensible a los contratos de suministro. A casi 7 años de este hito, ¿es efectivo que esa premisa se haya cumplido?
En términos generales, las tarifas eléctricas que pagan tanto los clientes libres como regulados se componen de cargos relacionados a energía, potencia, transmisión y, eventualmente, distribución en los casos que aplique. Ya sea que el cargo se pueda traspasar directamente al usuario final (como es la actual práctica de mercado en el caso de los clientes libres), o que deba ser internalizado en el precio ofertado por el suministrador (como ocurre con los clientes regulados, con algunos de los llamados costos laterales), el costo pagado por el suministro eléctrico debe remunerar la cadena completa que permite que la energía producida en un punto determinado sea consumida en otra zona del sistema.
Este ambiente de cambio trajo consigo múltiples modificaciones. Las licitaciones reguladas cambiaron su base y estructura, por ejemplo se incorporaron bloques horarios, entre otros. Se creó el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) dada la inminente interconexión del sistema en 2017. En 2016 se puso en marcha una nueva regulación asociada a servicios complementarios y en julio de ese mismo año se promulgó la nueva Ley de Transmisión (Ley N° 20.936) para simplificar el esquema de pagos mixto entre generadores y clientes.
A efectos de estudiar la evolución de los costos sistémicos se construyeron los indicadores presentados en la Figura 1 para dos periodos (2015 y 2022) considerando pagos totales sistémicos en dólares, por lo que representan más bien una visión general que particular de algún cliente o zona.
Los dos cargos que más han aumentado corresponden a los pagos por SSCC y sobrecostos (+10 US$/MWh), y los cargos por transmisión (+9 US$/MWh). Los SSCC y sobrecostos explicarían su alza principalmente por los costos de oportunidad y sobrecostos de operación, ambos influenciados en los últimos dos años por mayores precios de combustibles y la creciente generación renovable variable (principalmente solar). Estos efectos en conjunto han generado que se desplacen las centrales de otras tecnologías en la lista de orden de mérito para operar a mínimo técnico, aumentando los sobrecostos. Por su parte, el alza en los cargos de transmisión se explica por el traspaso de la totalidad del pago a los retiros (en forma progresiva dado que no todos los generadores se acogieron al mecanismo de CET), y por la entrada de nuevas obras de transmisión.
Si se compara la componente de energía y potencia, que para este ejercicio corresponde al PMM de clientes libres, se observa que el precio promedio de estos cargos no ha cambiado significativamente. Por su parte, y si bien el análisis realizado está más bien en el dominio de los clientes libres, se podría esperar que el contexto actual derive en mayores precios de adjudicación en los procesos de licitación para clientes regulados, en la medida que los generadores interioricen el alza de los costos que no pueden ser traspasados a los usuarios regulados (particularmente SSCC y sobrecostos de operación).
Esto último se evidenció en la Licitación 2022/01 que resultó parcialmente desierta y rompió la tendencia a la baja en los precios adjudicados, y es probable que en las próximas licitaciones los oferentes sigan incorporando estos costos en el precio de la energía.
La promesa fue que los bajos costos de energía compensarían el alza de los demás costos. Sin embargo, en el camino recorrido para la integración de las tecnologías ERNC, se evidencia que a la fecha no ha habido ninguna baja efectiva para el cliente final.
Esto demuestra que no basta con traspasar los costos directamente a los usuarios, quienes generalmente no tienen el mismo contrapeso o capacidad de administrar los riesgos que los incumbentes directos, lo que hace necesario buscar otras soluciones que se vean reflejadas concretamente en la operación del sistema. Las soluciones (como sistemas de almacenamiento y agregadores de demanda) tienen que ser respaldadas por estudios y diseños de mercado para que produzcan una baja real en los costos de operación.
Probablemente, las medidas más inminentes a adoptar tienen relación con agilizar el desarrollo de la transmisión y la inclusión de nuevas tecnologías que permitan dar flexibilidad al sistema.
Es claro que la meta de alcanzar menores tarifas, propuesta tanto por la autoridad como por la industria, aún no se ha cumplido. Si bien se puede esgrimir que el objetivo de tener precios económicos era a largo plazo, el actual contexto de mercado y las proyecciones de corto plazo auguran que, de no explorar nuevas propuestas y soluciones, los clientes finales no se beneficiarán de los menores costos que traen consigo las nuevas tecnologías.
Fuente: ACENOR
