Unidad de Competencia del Coordinador Eléctrico aborda licitación de suministro en curso y alerta por eventual traspaso de sobrecostos a clientes regulados

Una de las primeras dudas respecto a la licitación de suministro para clientes regulados se despejó el 9 de abril al conocerse que cinco empresas presentaron ofertas en el marco del proceso que busca subastar un total de 3.600 GWh al año, repartido en dos bloques de suministro, desde 2027 y 2028. Con esta primera incógnita resuelta, hubo sorpresa y discusión debido a las pocas propuestas pese a los cambios introducidos. 

Sin embargo, un día después, se sumó un nuevo ingrediente, el que -si bien no cambiaría las cosas a estas alturas del proceso, según expertos-, reviva la discusión en cuanto a alguno de sus alcances. Se trata de la publicación del último informe de la Unidad de Monitoreo de la Competencia (UMC) -instancia que reporta al Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico- que aborda -entre otros temas- la licitación en cuestión.

En el documento de 135 páginas, que corresponde al reporte anual 2023 de la UMC, se plantea que está en curso este proceso en la cual se incluye dentro de la fórmula de indexación de precios de la energía el promedio mensual de costos sistémicos a cargo del suministrador.

La instancia recomendó analizar la pertinencia de dichas cláusulas, “evitando traspasar este tipo de costos, al menos los no contestables, a los clientes regulados”. 

Según aseguró la unidad, "se estima que este tipo de medidas alteran los incentivos a la provisión eficiente de recursos de generación, ya que se le traspasaría la totalidad de los pagos laterales a los clientes, incluyendo las compensaciones por precio estabilizado, no existiendo incentivos ni por parte de los generadores ni las empresas distribuidoras a disminuir su cuantía".

Más aún, se añade, "las compensaciones por precio estabilizado no son 'contestables' por ningún actor del mercado, incluso cuando se trata de clientes libres, por lo que, se le estaría traspasando directamente a los clientes regulados una proporción del costo de este esquema de compensación que, en la práctica, funciona como un subsidio".

Por lo mismo, la instancia recomendó analizar la pertinencia de dichas cláusulas, "evitando traspasar este tipo de costos, al menos los no contestables, a los clientes regulados". 

La carta de Conadecus

Lo planteado iría en línea con lo expuesto precisamente por el presidente de Conadecus, Hernán Calderón, en una carta enviada el 1 de abril al secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Marco Antonio Mancilla.

En la misiva, a la que tuvo acceso DF, el gremio advierte que, al incluir en las fórmulas de indexación los denominados "costos sistémicos", las bases de licitación permiten, por primera vez, "traspasar los crecientes costos de esa especie directamente a los clientes regulados (siendo que hoy, por ley, esos costos deben ser de cargo del generador), situación que se ve agravada debido a que, conforme a estas nuevas reglas, la CNE podrá -a solicitud del generador- considerar como 'costos sistémicos' a nuevos costos que eventualmente aparezcan durante la vigencia del contrato (20 años), de modo traspasarlos también a los clientes regulados". Por esto, la agrupación pidió la suspensión del proceso para que la CNE corrija la situación.

La petición tuvo respuesta el 8 de abril. Mancilla aseguró que la suspensión del proceso retrasaría la necesidad de adjudicar el suministro a clientes regulados de acuerdo a lo que la ley le exige a la CNE, acotando -dijo- "aún más el tiempo que resta entre la licitación y los años 2027 y 2028, a partir de los cuales, de acuerdo al informe de licitaciones, se requieren nuevos contratos para el suministro de clientes regulados". 

Respecto a la fórmula, Mancilla indicó que esta busca generar condiciones que permitan una amplia participación, atendida la actual coyuntura a la que se ha visto expuesto el mercado de generación eléctrica, "debido a hechos y circunstancias tanto locales como globales, que han significado altos niveles de volatilidad e incertidumbre en torno a los precios finales de la electricidad".

Por ello, dijo, la estructura de la fórmula contenida en las bases del proceso "busca disminuir las fuentes de incertidumbre de los oferentes, alentando la participación y una mayor competencia, resultando ello en menores precios esperados a clientes regulados". "Lo anterior, en contraposición a otras alternativas analizadas por la CNE que podrían llevar a que las incertidumbres antes mencionadas sean directamente incorporadas como primas de riesgo a los precios ofertados durante toda la duración del contrato, con el consecuente traspaso, durante la vigencia del respectivo contrato de suministro, al precio de los clientes regulados de estas circunstancias de carácter transitorio, que afectan a la industria en la actualidad", añadió. 

Visión de los expertos

Consultado, el socio director de la consultora energiE, Daniel Salazar, reconoce que el modelo de indexación del proceso de licitación en curso llamó la atención desde que se inició el proceso: "Sobretodo si se sabe desde hace muchos años que la práctica comercial que se ha instalado como estándar en lo contratos de clientes libres presenta este defecto, cual es la dilusión de la señal de eficiencia".

Salazar añade que no se identifican esfuerzos efectivos de los agentes por hacer más eficientes los pagos laterales en la operación del pool. "En ausencia de lo anterior, ese rol recae en el operador, en particular, en aquellos pagos laterales que surgen como resultado de la operación segura a mínimo costo de operación como es el caso -por ejemplo- de loa sobrecostos de mínimo técnico", explica.

Y añade: "Distinto es el caso de aquellos cargos regulados asociados regulaciones ad-hoc, como es el caso de las compensaciones por precio estabilizado, o los cargos asociados a infraestructura, en donde es el regulador quien debe velar por su eficiencia".

Mientras, para Elio Cuneo, consultor privado y profesor del Magíster Economía Energética USM, resulta destacable la recomendación efectuada por la UMC, ya que "es claro que la existencia del traspaso directo de los costos sistémico al cliente final es un desincentivo para las empresas generadoras para considerar un enfoque crítico del cálculo mismo efectuado por el Coordinador Eléctrico Nacional, dada la existencia del traspaso". Lo anterior, dice, tanto para clientes libres como para regulados que se plantea en la licitación en curso.

"La recomendación de la UMC está basada en la licitación en curso, veo difícil que CNE cambie lo ya considerado; de hacerlo se enfrenta al hecho de cambiar las reglas del juego que la misma consideró en la emisión de las bases, algo que el mercado no vería con buenos ojos pues la pregunta sale de inmediato ¿Qué otro cambio pueden venir? Lo lógico es que este tema debió ser zanjado antes desarrollar la licitación, tiempo suficiente existió, basta pensar en la postergación inicial de la licitación", reflexiona.

Cabe precisar que la recomendación recogida del informe de la UMC es una de las ocho que se presentan al final del escrito que abarcan diversas temáticas. Entre ellas, por ejemplo, está mejorar el acceso a la información y calidad de los datos que recibe el Coordinador.