Caida de las tarifas electricas, la promesa que no se cumplio
Caida de las tarifas electricas, la promesa que no se cumplio POR SANDRA BURGO5/KAREN PENA La La mañana del 17 de agosto de 2016, en un acto cargado de simbolismo y con un despliegue mediáticoquea nadie dejó indiferente, indiferente, en el Centro Cultural Mapocho, el ministro de Energía de ese entonces, Máximo Pacheco (hoy presidente de Codelco), dio a conocerlos resultados resultados de la licitación que cambiaría al sector eléctrico. En octubre de 2015 ya habia realizado realizado una licitación más acotada de suministro eléctrico, donde participaron participaron 38 oferentes -todos ERNC-, adjudicando a un precio medio de US$ 79,3 MWh.
“Estos son los precios más bajos logrados desde 2007, en la historia 1... ) estoy en un momento de extraordinario optimismo respecto del giro que se está viviendo en el sector eléctrico”, señaló en ese momento, argumentando que la baja de los precios era un logro de la Agenda de Energia impulsada por su cartera y la ley de licitaciones.
Con ese escenario se llegó al proceso de 2016, cuando las proyecciones proyecciones del Gobierno, el mercado y los principales actores del sector eléctrico, se quedaron cortas: 84 oferentes participaron en la que fue catalogada como una licitación “histórica”, en que se subastaron 12.430 GWh/año de energía para abastecer al sistema eléctrico por 20 años a partir de 2021.
El compromiso de la agenda era ambicioso: bajar en 25% los precios de las licitaciones, lo cual fue superado superado al lograrse una disminución de 40%. También se superó la meta de tener el 20% de energía con ERNC al 2025, lo cual incluso se adelantó. Pero la gran promesa de Pacheco fue sin duda la que acaparó todos los titulares: “Esta licitación eléctrica (la de 2016) permitirá bajar las cuentas de luz en un 20% desde 2021”. Yeso, no ocurrió. Consultado por Señal DF, Máximo Pacheco prefirió no hacer comentarios.
La promesa que no fue En tos últimos días el tema del alza de las tarifas se ha tomado el debate, luego de estar casi 5 años congeladas, comienza el duro proceso de sincerar los números y devolver a las empresas generadoras los cerca de US$ 6 mil millones que se les adeuda. Ayer DF dio cuenta que los mecanismos de estabilización tarifaria acumularán intereses a pagar a 2035 que alcanzarían los USS 1860 millones.
El tema pasó de ser económico a uno político, complicando aún más la situación y obligando a una mesa técnica a buscarsoluciones para paliar el efecto delaumento de las cuentas de electricidad en los hogares más vulnerables y la clase media.
Pero en medio de todo esto también comenzaron a surgir cuestionamientos cuestionamientos por las promesas hechas en 2016, durante el segundo Gobierno de la Presidenta Michelle Bachelet, porque las tarifas lejos de bajar subieron. ¿Un error de cálculo?, ¿un arrebato arrebato de optimismo del ministro de la época? Cuando Máximo Pacheco comunicó tras la licitación de 2016 que las tarifas caerian 20% a partir de 2021, un par de voces advirtieron que no seria así. El 19 de agosto de ese año, en una columna, Rodrigo jiménez, gerente general de Systep fue uno de los expertos que advirtió el punto: “Ojo con las expectativas”, tituló su análisis.
A su juicio si bien la licitación fue exitosa consiguiendo precios que los expertos nunca habían previsto, advirtió que habia un riesgo: que algunos de los proyectos que ganaron contratos en la licitación no lograran concretarse en el año 2021, dado lo ajustado del precio.
Agregaba también que “hay un elemento que nos llamó la atención y que fue el anuncio de que con esta licitación, las cuentas de la luz de los clientes regulados, es decir, hogares y las PYME, bajarian en 20% a partir de 2021 (.. j Nuestros cálculos señalan que a partir de 2021, las cuentas bajarían entre 4% y 7%, no obstante, se debe tener en cuenta que ninguna proyección de este tipo puede ser exacta, pues depende del valor del dólar considerado y sobretodo de los indexadores”. Sus aprensiones tenian sustento, porque mirando hoy la película, asi fue. El exministro de Energia, Juan Carlos Jobet, explica lo que pasó.
“Lo que dijo el exministro Pacheco era cierto en dólares, y para el componente componente de generación (70% de la cuenta final), pero también ha ido subiendo el costo de la distribución, y sobre todo el costo de la transmisión, porque lasgeneradoras renovables, que en general tienen los contratos baratos, están más lejos de los centros centros de consumo, entonces hay que construir la transmisión, lo que hace subir su costo total para el cliente”. Y este no es un tema menor.
En el cambio regulatorio impulsado para que las licitaciones eléctricas de la época fueran exitosas en términos de precios y oferentes, se implementaron implementaron variables en el diseño del proceso para que fuera más atractivo: boletas de garantía, mayores plazos de inicio de suministro, la adjudicación de contratos a proyectos que aún no se construían, la concesión por bloques horarios que permitieron que proyectos proyectos eólicos y solares tuvieran una mayor participacióny la evaluación de fórmulas de indexación.
Javier Bustos, director ejecutivo de la Asociación Gremial de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenorj, explica que los contratos del sector eléctrico se hicieron bajo un diagnóstico diagnóstico de que habia que reducir lo más posible el riesgo al generador para que los proyectos presentaran ofertas competitivas de precios de energia bajos y que fueran fácilmente financiados. “La regulación lo que tendió fue a reducir el riesgo que tenia ese contrato contrato para el generador.
Por ejemplo, a partir de 2016 ya no paga el costo de la transmisión, los contratos son en dólares, están indexados a los indexadores que los mismos generadores eligen, pero lo que no se hizo fue gestionar ese riesgo, simplemente se trasladó al cliente final, y por más que en el contrato el generador ponga un precio competitivo, competitivo, la cuenta final es mucho más cara. El riesgo finalmente se termina trasladando al cliente”, sentencia. La regulación del año 2016 también hizo que una parte importante de los cargos sistémicos los termine pagando el usuario, por ejemplo, los servicios complementarios.
Entonces, hoy en día un cliente no regulado, un cliente industrial, puede haber negociado un buen precio de energia, pero finalmente con lo que tiene que pagar de transmisión, de cargo sistémico, el ahorro no es el que pensaba que tendria. “Es verdad que el costo de la energía energía está más barato, pero la cuenta final no ha bajado”, agrega Bustos. Los contratos fósiles Otro de los elementos que no permitieron permitieron que lastarifas bajaran como se había prometido, es el arrastre de los contratos antiguos, indexados a combustibles fósiles.
Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de Acera, asegura que no hay un solo motivo para que el precio de la energía haya subido y que esto sigEL 0 1 L.. 4 y Il rH d--d -J d.. 4 -J -S. i rj _gaa_ a promesa que 1 no se cump lió En 2016 Chile vivió un hito. La licitación eléctrica bajó en un 63% los precios.
Las autoridades de la época, lideradas por Máximo Pacheco como ministro de Energía, prometieron que en 2021 los valores bajarían un 20%, algo que a vista de todos no ocurrió, por varios factores.. Caida de las tarifas electricas, la promesa que no se cumplio nTfica tambíén que probablemente no haya una única solución desde la política pública. El nivel tarifario de hoy se explica -dfce-tanto por factores locales como externos. Dentro de los primeros, primeros, Ja existencía de contratos antiguos caros que tienen una base convencional y que actualmente abastecen el 77% de la demanda eléctrica. Si analizamos la composición de los contratos al año 2023. vemos efectivamente que 10 contratos de loss7vigentes. explican el 70% del monto total de la componente de energía que pagan los usuarios finales. Estoscontratos corresponden a as generadoras Engie, Enel, AES. Generadora Metropolitana y Cerro Dominador Ever tablaj.
Las cifras muestran que el precio promedio de los 10 contratos es de US$ 120 MWh y 6 de estos 10 contratos están indexados a combustibles fósiles carbón, GNL, petróleo Brent yCPI (Inflacíón de Estados Unidosj. Se puede observar que de estos 10 contratas, tres terminan este año, uno el 2025, otro el 2026. uno el 2027unoel2Ü32, dosel2O33y uno el 2042. Álgunos de estos contratos adjudicados en 2013, por ejemplo, una parte del suministro se adjudicó a costo marginal, para evitar que lo que no se otertó quedara desierto.
Dentro delosfactores externos que no han permitido que la promesa de tarifas bajasse cumpla, Ana Lía Rojas explica que post covid, del encarecimiento de materias primas y costos de logística, pegó fuerte el comportamiento de precios fósiles, que durante 2022 tuvo un impacto en la indexactón de contratos regulados basados en fuentes térmicas. Y aun cuando en 2023, los indexadores fueron a la baja, queda el efecto del 2022M.
Rojas enfatiza que las ERNC comenzaron a participardel suministro a los hogares chilenos a partir de procesos de licitación desde 2013, pero es realmente en eJ proceso del 2015 en adelante donde comienzan a ser más relevantes.
Sin embargo, sostiene, “los volúmenes adjudicados adjudicados han sido relativamente bajos en relación a la demanda eléctrica regulada, y además, hay contratos aCm no vigentes”. Las cuentas congeladas Para el director ejecutivo de Valgesta, Ramón Galaz, la promesa del exministro Pacheco apuntaba a que, a partir de la licitación de 2015, los contratos nuevos comenzarfan atener un peso más relevante dentro del promedio total y con ello empezarían 1346 132d3 mM asas 143,1 87,6 63,8 62r8 SOIS 60 55115 53,9 51 70% de los contratos que forman parte de la cuenta de energía son antiguos. Tarifas eléctricas 30% Resto de los contratos a caer los precios a partir de 2021.
Añade que con la ley de estabilización estabilización de 2019, se mantuvo el nivel de precios en ese momento para evitar alzasque se producirían yse asumió que después alTncorporarse los nuevos nuevos contratos, vendria una baja en el precTo que permitiria pagar la deuda generada porla estabilización en una especie de balance, asumiendo un tipo de cambio más o menos estable. Sin embargo. subió el dólar y la deuda por añadidura por la estabili zación empezóa crecer. Finalmente, recalca, “cuando debia haber caído el precio de estos contratos, final mente no se vio, porque se mantuvo congelada la tarifatm. Hay quienes también consideran que el haber mantenido las tarifas congeladas por más tiempo del acordado inicialmente, ha provoca do los desajustes. Todo ese atraso -dicen-, en gran parte fue generado por el exministro de Energia. Claudio Huepe, o que vino a complicar aún más el panorama. Según explica Galaz, “los precios de los nuevos contratos eran muchísimo más baratos y llegaron a sertanbajosque hoyhayempresas que están complicadas, porque deben respetar esos precios. Sin embargo. esos valores son sólo una parte del precio proniedJo, porque todavia veniamos con la Tnerca de los contratos caros de 20102012”. Galaz también identifica como otro elemento la fuerte alza en los combustibles. Y, si bjen reconoce que el déficit de transmisión ha gen erado problemas encareciendo los costos del sistema, señala que esto tiene impacto más bien en los contratos futurosv notanto en los actuales. Por su parte, el exministro de Energía. Juan Carlos Jobet, explica que hubo muchos fenómenos gbbales que Tncidierort, pero tambTén a problemas autoinfligidos en Chile, por el estallido y los retiros.
Cuando hicimos el mecanismo de estabilización en 2019, se miró la curva de precTos promedio de los contratos en dólares, iban a subir un poco en ese momento, que se reflejaba reflejaba en elalza del 9%quefinalmente fue congelada, y después empezaban a bajar.
Y ahí la decisión que se tomó era que no subiera en ese momento y que bajara más lento después, pero esa decisión setomó cuando el dólar estaba entre $650y $700, antes de la enorme devaluación del peso que siguió. Para evitar que la deuda se acumulara hasta niveles difíciles de manejar se puso el techo de 1150 millones de dólares”, explica. Javier Bustos, Acenor, agrega que el proyecto de ley postergaba las reducciones al 2026, a costo de congelarlas alzas porun tiempo. TMLos factoresnose dieron deacuerdoa lo esperado, el dólar y el precio de loscombustiblesfósiles subieron y vino en 2022 & PEC 2, que postergó para & 2032 la reducción. Y la ley de este año ya postergó a 2035 la bajan. Explica que cuando se hace la cronología de por qué no hemos visto ninguna reducción hasta el momento, hay muchos factores que han contribuido.
El congelamiento fue postergando las bajas, en ese momento se veia que no iba a subir tanto el dólar, no iba a ser soste nida la alza de los indexadores del precio del combustible, también no se iban a atrasar decretos tarifa dos.
Todos esos factores han ido contribuyendo a que estas tarifas que en algún momento iban a bajar. finalmente no vemos que vayan a bajarcon todo lo que queda de esta década y parte de la próxima, con el escenario actual. Pero ta mbién levanta otro tema, e] efecto de los PMGD, que a su juicio es necesario revisar.
“Hay cosas que en 2016 no se podían prever, hoy en dia uno de los cargos cargos sistémicos más grandes es el de pago por precio estabilizado a pequeños medios de generación [PMGD) y ese es un problema que ha repercuUdo importantemente el año pasado que le costó al sistema uss 200 millones y este año serán entre US$ 300 y US$ 400 mjllones más al sistema, por concepto de estabilización de precios a estos pequeños medJos de generación.
Todos estos ingreifientes, sin duda hicieron que las promesas de los precios bajos de as tarifas no llegara o se postergaran por varias décadas más. 70% 10 contratos con mayor recaudación 1 Empresa lo CONTRATOS MÁS CAROS Y CON MAYOR PESO EN LAS CUENTAS DE LOS CLIENTES FINALES _________ Impacto en r los bs chentesfinales cuentas de IUSSI Precio promedio 1 diciembre 2023 indexado a (USSÍMWh) VoFumen de. asignada 2023 energTa.. Tipo (MWIi)anoj.. Año Inciexacion de térmffio contratos Engie 418.752.421 Enel 290.306 a112.
GeneradoraMetropo litan a 276.256.278 Enel 238.239.037 Enel 191918.345 Engie 132.803.667 Enel 101457.301 Cerro DomnacJor 86.484.11]. AES Gener 71.644.226 3.111.088 2.194.302 2.468.778 3.648.377 1.35.12 S 1.16. 024 120,5 841.969 CPI-carbún-GNL 2032 Carbón-Petróleo-GNL-CPI 2024 CPI-GNL epi 2033 2042 2! 2024 GNL-CPI 2026 CarbónPetróleo-CPI 2027 ci 2033 Carbón 2024 147,5 586.333 115,9 618.156 Enel_ 69.007.564 1453 474.932 CFI. 2025 Empresa 4 1 LOS 10 CONTRATOS MÁS BARATOS__, / Impactaentascuenhisde los clientes finaies tUSS Precioprcmedíoiridexadaa diciembre 2023 [USSÍMWh) Vcrumendeenergía asignada 2023 T 1 (MWh)añoj n ci exacion de Añotérmno contratos 643 244.214 WPD MALLECO 15.702.931 WPD MAISECO II 7.530.210 3.878.569 WPD NEGRETE Lbcreólica Cabo Leones II 34.747.405 AeIa Generación 3.254.814 CONDOR Esperanza 18.065.340 CONDOR CerroTigre 15.350.568 CONDOR Tchamma 13.833.293 OPI 2042 118.028 OPI OPI 2042 61.761 2042 571.503 54.247 325.502 284.797 E1 IDPI 2042 2042 IDPI 2042 cpI 2042 tDpI 2042 271241 HUEMUL C&hue 19S40S33 50,7 393.310 CPI 2042 Opdenergy 5.316.162 49 108.493 CPI 2042 FUENTE: ELABORACIÓN PROPIA FN BASE A DATOS DISPONIBLES EN EL COORDINADQR ELÉCTRI CO NACIO PIAL Y COMISLÓN NACIONAL O E FN[RBLPL.