En 2023 estos ítems, también conocidos como pagos laterales, superaron los US$ 1.000 millones y para este año se proyecta un monto similar. En la industria plantean que una revisión por parte de la autoridad y los organismos competentes permitiría reducir estos costos al menos en un 40%.
Santiago, 30 de mayo de 2024
Fuente: El Mercurio
La modificación que la autoridad hizo en el último proceso de licitación de suministro para clientes regulados con el objetivo de permitir que las generadoras eléctricas puedan traspasar a este segmento —entre los que figuran los residenciales— el pago de costos adicionales en los que el sistema eléctrico incurre para producir y suministrar la energía abrió el debate en el sector.
La discusión gira en torno a dos elementos fundamentales: quién realmente debería asumir estos cargos y si la autoridad y los organismos competentes pueden revisarlos para que sean más eficientes. Esto último es relevante considerando que en 2023, y según cifras de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera), los costos sistémicos superaron los US$ 1.000 millones.
Actualmente estos costos consideran cinco tipos de servicios y pagos laterales. Cuatro se orientan a dar seguridad y estabilidad al sistema eléctrico, mientras que el quinto corresponde al pago del precio estabilizado que a todo evento reciben los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), que son centrales de menor tamaño, fundamentalmente solares fotovoltaicas, cuya presencia en la red se ha incrementado exponencialmente amparadas en este beneficio.
Tres de estas prestaciones explican el 98% del total de los costos sistémicos. La primera son los Servicios Complementarios, que permiten mantener el suministro eléctrico en los rangos de calidad establecidos (frecuencia y voltaje) y que en 2023 representaron el 45% de estos costos, equivalente a US$ 488 millones. Le siguió con 32% (US$ 346 millones) la operación fuera de orden económico, que corresponde al pago para cubrir la operación de las centrales, principalmente térmicas fósiles, que por motivos de seguridad entran en servicio cuando el precio de la energía en el sistema es menor que el costo de operación de estas unidades (ver recuadro). En tercer lugar, con el 21% del total (US$ 217 millones), se ubicó el subsidio a los PMGD.
‘Los costos sistémicos se han incrementado exponencialmente en los últimos cuatro años, pasando de US$ 15 millones a principios de 2020 a casi US$ 100 millones mensuales durante el presente año’, plantea Javier Bustos, director ejecutivo de la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor).
La directora ejecutiva de Acera, Ana Lía Rojas, complementa diciendo que la estimación para este año es que los pagos laterales se mantendrán en niveles similares a los de 2023, aunque con un cambio importante en su estructura: ‘Se harán más relevantes las componentes de compensaciones a los PMGDs y prestación de servicios complementarios’, detalla. Esto queda de manifiesto al analizar las cifras al primer trimestre del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), que muestran que este pago garantizado representó el 35% del total de los costos sistémicos y de acuerdo con las proyecciones de Acenor solo este ítem podría totalizar este año del orden de US$ 400 a US$ 500 millones (ver gráfico).
Mayor eficiencia
Si bien la regulación establece que son las generadoras las que pagan los costos sistémicos, esto se cumple parcialmente, ya que hay generadoras que han traspasado estos pagos a sus clientes libres. Además, a partir de 2027 los clientes regulados o residenciales pagarán una parte de esa factura debido a la modificación efectuada por la Comisión Nacional de Energía (CNE) en la más reciente licitación de suministro de las distribuidoras eléctricas.
‘Hay dos aspectos a considerar: el primero es quiénes deberían pagar estos costos; el segundo es revisar si lo que se está pagando es eficiente o si esos costos pudieran reducirse. Respecto del primer punto, creo que en la práctica el traspaso a clientes regulados conlleva el riesgo de dejar en tierra de nadie el cuidado por reducir esos costos. En cuanto a si los costos sistémicos son eficientes, es llamativo que el tema no se haya instalado en la discusión, especialmente cuando hay formas de optimizarlos’, apunta el consultor y exdirector ejecutivo de Acera Carlos Finat.
La representante de Acera plantea que el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), que opera la red, y la CNE, que establece la regulación y la normativa bajo la cual se pagan estos costos sistémicos, son los responsables de su optimización, sin embargo, el líder de Acenor sostiene que estos organismos ‘no han puesto el foco en cómo reducir o hacer más eficientes estos cargos’.
Pese a que Finat asegura que es difícil hacer una estimación, cree que los costos asociados a los servicios complementarios podrían reducirse a la mitad si se permitiera a las energías renovables competir para prestarlos. Respecto del precio estabilizado que se paga a los PMGD, estima que la reducción podría estar en torno al 40%. Esto es, una rebaja que podría rondar los US$ 400 millones por año.
PROPUESTAS: MÁS COMPETENCIA Y AJUSTES A LA FORMA DE CALCULAR LOS PAGOS
El consultor Carlos Finat plantea que los costos sistémicos podrían reducirse introduciendo competencia en el mercado de servicios complementarios, los que, junto con el precio estabilizado a los PMGD, al primer trimestre de este año representaron el 70% de los pagos laterales del sistema.
‘Se echa de menos que el Coordinador Eléctrico Nacional haga un mayor esfuerzo para atraer a las ERNC para que presten estos servicios y aumenten la competencia. Para lo anterior, por ejemplo, el Coordinador cuenta con la posibilidad de hacer licitaciones y ofrecer contratos de mediano y largo plazo’, explica el especialista.
Por su parte, Ana Lía Rojas explica que otra oportunidad la ofrece la revisión de la normativa que regula la coordinación y operación del sistema eléctrico que el Ministerio de Energía lleva adelante. En este proceso, Acera propuso reducir los costos sistémicos asociados a la operación de centrales térmicas fuera de orden económico y por razones de seguridad.
Actualmente el pago que reciben estas centrales para compensar el diferencial que se produce cuando su costo de operación es más alto que el precio que paga por la energía en ese mismo momento se calcula por hora. Esta forma de fijar la compensación hace que, en algunas horas del día, cuando la diferencia es a favor del generador, este capture ingresos extraordinarios que elevan los costos sistémicos.
La propuesta de Acera consiste en cambiar el criterio y realizar el balance de forma diaria, es decir, que los ingresos extraordinarios que captura una central operando por seguridad o forzada se distribuyan a lo largo del día y se usen para compensar aquellos momentos en que los costos de operación de la central quedan por encima del precio que el sistema paga por la energía a los generadores. ‘De esta forma solo se les compensaría si los ingresos extraordinarios que reciben estas centrales durante el día no alcanzaran para cubrir el diferencial cuando el precio que se paga por la energía es menor al costo de operación de la central’, explica Rojas.
Esta adaptación, detalla, permitiría reducir en cerca de 50% la componente de operación fuera de orden económico. Es decir, ‘si se consideran los US$ 346 millones del 2023, la reducción sería de US$ 173 millones, lo que sería un alivio en las cuentas eléctricas de los clientes libres, las generadoras que suministran a las distribuidoras, y desde el 2027 para los clientes regulados’, precisa.
PRECIO CERO A LAS RENOVABLES, UNA DE LAS CAUSAS
‘Una de las razones por las que hoy tenemos costos sistémicos altos es la gran cantidad de horas en las que el precio de la energía en la red es cero’. Con estas palabras, la directora ejecutiva de Acera, Ana Lía Rojas, se refiere a esta distorsión del sistema, el cual hace más de un año fue planteado oficialmente a la autoridad por un grupo de empresas del sector, integrado por Acciona Energía, Andes Solar, EDF Renewables Chile, Ibereólica, Mainstream Renewable Power, GPG-Naturgy, EDF Renewables Chile, Pelicano Solar, WPD y Opde Energy, que han visto amenazada su estabilidad financiera a causa de esta situación.
‘Mientras mayor sea el número de horas de costo marginal cero, mayores serán los costos sistémicos que tienen que asumir los clientes libres, las generadoras que abastecen a zonas residenciales, y a partir del año 2027, también los clientes residenciales o regulados’.
A su juicio, la fórmula para evitar que la energía renovable se valorice a precio cero es que la CNE realice cambios reglamentarios y normativos. ‘Nada cuesta cero, menos la energía limpia y no contaminante’, precisa.
