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Pagos de cuentas eléctricas: esperan respuesta de Hacienda para revisar proyecto del Ejecutivo

Pagos de cuentas eléctricas: esperan respuesta de Hacienda para revisar proyecto del Ejecutivo

En compás de espera se encuentra la tramitación del proyecto que crea un fondo de estabilización y emergencia energética y establece un nuevo mecanismo de estabilización transitorio de precios de la electricidad para clientes sometidos a regulación de precios, el que cursa su segundo trámite.

Esto, luego que los integrantes de la Comisión de Minería y Energía recibieran al ministro de Energía, Claudio Huepe, quien explicó la norma y su paso por la Cámara Baja, donde parte de ella fue rechazada. Tras despejar dudas, los congresistas coincidieron en que “el ministro de Hacienda, Mario Marcel debería explicar por qué este fondo no tiene aporte estatal”.

Los legisladores esperan que en la sesión del próximo miércoles 29 de junio, el titular de la billetera fiscal explique los criterios que ha tenido el Ejecutivo para invertir –ya en dos oportunidades- al Mecanismo de Estabilización de Precios de los Combustibles (Mepco) pero no se tenga contemplado realizar un aporte a un fondo que busca compensar la deuda acumulada de los clientes eléctricos que hoy asciende a mil 600 millones de dólares.

Fondo de estabilización

Los legisladores cuestionaron la fórmula diseñada por el Gobierno para saldar este problema: distribuir entre los propios usuarios del servicio los costos del consumo y abogaron por la entrega de subsidios.

El ministro explicó que “si no se aprueba este proyecto íntegramente, se registrará un alza de un 40% de las cuentas de la electricidad a partir de julio, esto porque el Fondo de Estabilización de Precios de la Energía Eléctrica ya sobrepasó su tope que es tres mil 350 millones de dólares. La única alternativa sostenible es establecer un seguro permanente acudiendo a los clientes”.

El nuevo fondo en cuestión ha sido estimado en 2 mil millones de dólares y permitiría estabilizar las tarifas hasta 2032. Éste sería cubierto por medio de un cargo adicional, que será diferenciado por tramos de consumo (menos de 350, entre 350 y 500, entre 500 y 1000, más de 1000, y más de 5000 kw/h al mes), de forma que quienes más usan el sistema eléctrico sean quienes más contribuyan.

Considerando la resistencia de los senadores a esta propuesta, que ya fue rechazada por la Cámara Baja, el ministro Huepe dijo estar abierto a presentar indicaciones.

Mecanismo transitorio

La segunda parte del proyecto corresponde al Mecanismo transitorio de Protección al Cliente (MPC). Este tendrá por objeto impedir el alza de las cuentas de la luz durante este año y permitir solo alzas graduales durante la próxima década.

En concreto, un subsidio pagará las diferencias que se produzcan entre la facturación de las empresas de distribución a los clientes finales por la componente de energía y potencia. Este subsidio –que no es más que una extensión de la actual ley- se focalizará por tramos de consumo (menos de 350, entre 350 y 500, y más de 500 KW/h).

Los recursos contabilizados no podrán superar los mil 600 millones de dólares y su vigencia se extenderá hasta que se extingan los saldos originados por la aplicación de la ley. A partir del año 2023, la Comisión Nacional de Energía (CNE) proyectará, semestralmente el pago total del saldo final restante.

Dudas de Senadores

Tras la presentación del ministro Claudio Huepe, la presidenta de la  Comisión, Loreto Carvajal afirmó que “el aporte fiscal o estatal, a diferencia de lo que ha ocurrido en los combustibles, aquí no opera, no actúa y no hay destinación de recursos públicos ni de recursos fiscales para esos efectos”.

“Pareciera ser que el ministro de Hacienda no está muy consciente de que hoy los hogares, sobre todo los más vulnerables, destinan una parte importante de sus recursos al pago de la luz eléctrica que es esencial”, agregó la presidenta de la Comisión.

En tanto, la senadora Yasna Provoste manifestó que “hemos visto cómo ha reaccionado el gobierno frente a otras alzas, como el combustible, pero en el caso de las tarifas eléctricas, se insiste en una modalidad de que fondo se financie con aportes de familias con mayor consumo. Esperamos que el Gobierno entienda que esta norma requiere aportes fiscales, que contener alzas tarifarias requieren un mayor protagonismo fiscal como ocurre en los combustibles”, comentó.

Concentración Solar de Potencia se abre como alternativa real para reducir precios de cuentas eléctricas en el mediano plazo

Concentración Solar de Potencia se abre como alternativa real para reducir precios de cuentas eléctricas en el mediano plazo

“La Concentración Solar de Potencia entrega estabilidad al sistema eléctrico nacional durante las horas de mayor demanda y es una alternativa accesible para que las cuentas de electricidad no continúen al alza en los próximos años”, señaló Cristián Sepúlveda, gerente general de la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP), al analizar la actual situación eléctrica del país en que se anuncia el alza del precio de la electricidad.

A juicio del directivo, se requieren acciones gubernamentales, tanto a corto como en el mediano plazo, ya que, “en la ACSP creemos que claramente el inyectar nuevos recursos al fondo de estabilización de las cuentas eléctricas domiciliarias, es la medida correcta en el corto plazo, pero, sí es posible evitar o atenuar esta magnitud de gastos fiscales”.

En este sentido agregó que “deben existir señales claras reglamentarias que incentiven las inversiones en energías renovables continuas, de base, flexibles que puedan entregar estabilidad al sistema durante las horas de mayor demanda, así como durante la noche, tal y como lo es la CSP”.

Cristián Sepúlveda, en este análisis, se refiere a los combustibles fósiles, asegurando que “el aumento en sus precios genera una oportunidad para adoptar nuevas alternativas más económicas, pero se requieren de medidas urgentes en el corto plazo para ver resultados en el futuro cercano, tales como, en el próximo proceso de licitación por suministro eléctrico 2022/01 y 02  que se llevará a cabo en julio de este año, la alternativa de aplicar una licitación por bloques o un mecanismo que permita a las tecnologías de base con atributos para el sistema eléctrico poder participar de este proceso, es una opción”.

Finalmente, informó la Concentración de Potencia tiene grandes atributos para la generación eléctrica de Chile, por ejemplo, una planta de este tipo puede funcionar 24 horas al día, 7 días a la semana, generar y almacenar, con diferentes configuraciones dependiendo de las necesidades del sistema, por eso su flexibilidad. “Lo importante es entregar las señales claras para que los proyectos se concreten”, puntualizó.

Cuentas eléctricas y coronavirus

Cuentas eléctricas y coronavirus

Entre las iniciativas para paliar los impactos económicos de la pandemia de Covid-19, el Gobierno llegó a un acuerdo voluntario con las distribuidoras eléctricas de manera de suspender los cortes por deuda y que «el 40% más vulnerable» del país pueda no pagar su cuenta durante tres meses (y pagarla en los 12 meses posteriores a la emergencia, sin intereses).

Existen además una serie de propuestas parlamentarias que apuntan a suspender el pago de cuentas en general, pero, a diferencia de las gubernamentales, sin focalización, sino abiertas a todas las personas.
Ambas iniciativas buscan un objetivo loable y se debe valorar la buena disposición de las empresas de distribución eléctrica para alcanzar un acuerdo rápido en el medio de esta crisis. Sin embargo, ambas tienen problemas importantes.

La iniciativa del Gobierno, al intentar focalizarse en un porcentaje específico de la población «vulnerable» no considera que en esta situación particular la vulnerabilidad puede variar muy significativamente, arriesgando dejar fuera del beneficio a un número significativo de personas que lo necesita. Por otra parte, la propuesta parlamentaria implicaría beneficiar a mucha gente que no lo necesita a un costo relevante, en este caso, no solamente para las grandes distribuidoras sino para todas las empresas en la cadena de pagos afectando en particular a las generadoras más pequeñas. Este impacto también ocurre, aunque en menor grado, en el acuerdo entre Gobierno y distribuidoras, con el agravante que se negoció directamente con un segmento afectando a otro sin que tuviera participación.

La solución más apropiada hubiera sido dar un apoyo directo a las empresas y personas de manera que estas pudieran pagar sus cuentas y complementar, para casos particulares en que el apoyo público no fuera suficiente, con mecanismos provistos por las empresas. Esto podría haberse negociado con todos los segmentos del sector, de modo de distribuir adecuadamente los costos y riesgos, sobre aquellos con más capacidad de hacerlo.

Ya no es tiempo de soluciones nuevas, sin embargo, por lo que sólo queda intentar mejorar lo que ya existe. Dos criterios deberían confluir: establecer medidas más actualizadas de selección de modo de asegurarse que se llegue efectivamente a aquellos que se encuentran en un estado de mayor vulnerabilidad potencial en la situación actual (por ejemplo, adultos mayores o quienes han recibido otro apoyo contingente) y establecer formalmente una distribución diferenciada del costo según la capacidad de absorber los efectos de la menor recaudación.

Por una parte, en momentos de crisis es esencial no concentrarse demasiado en esfuerzos de focalización que a menudo resultan útiles en circunstancias normales. Lo esencial, es asegurar que todos puedan seguir adelante con sus vidas y logren rearmar sus proyectos.

Por otra parte, hay que evitar que estos beneficios para la población generen perjuicios al desarrollo de un sector que será vital para la recuperación económica de largo plazo. Resulta particularmente importante que no se afecte el desarrollo de las ERNC y sobre todo a las de menor tamaño, pues serán clave para un crecimiento bajo en carbono de largo plazo. Es esencial diseñar un mecanismo que cargue la mayor parte del costo hacia aquellos que, como las distribuidoras o las grandes generadoras, están mejor situadas para solventarlos.

Por ello, quizás el mayor aporte parlamentario en este momento, en lugar de buscar extender el beneficio, podría ser proponer mecanismos concretos para que se alcancen los objetivos mencionados al tiempo que reflexiona sobre los requerimientos regulatorios para que puedan darse masivas inversiones futuras en infraestructura baja en carbono.

Ley de transmisión y equidad tarifaria golpean cuentas eléctricas de empresas en enero

Ley de transmisión y equidad tarifaria golpean cuentas eléctricas de empresas en enero

(Pulso) Dos alzas en las tarifas eléctricas en menos de doce meses han tenido que absorber una serie de empresas en el país, las que se encuentran tanto en el segmento regulado como libre.

A los efectos de la puesta en marcha de la equidad tarifaria residencial, que apunta a equiparar las cuentas de la luz entre aquellos usuarios que están más alejados de los centros urbanos respecto a los que se encuentran insertos en ellos; se sumó la puesta en marcha de la nueva Ley de Transmisión. Esta última incluye en sus ejes el cambio en la tarificación, robustece y entrega una mayor seguridad al sistema.

La ley de equidad tarifaria apunta a que las tarifas máximas que las empresas distribuidoras podrán cobrar por suministro a usuarios residenciales no podrán superar el 10% del promedio nacional, siendo financiada por los clientes residenciales con consumos mayores a 200kWh al mes. No obstante -punto que pasó un tanto desapercibido en la tramitación-, la misma normativa que se activó en octubre pasado establece que si el diferencial no se logra financiar con los clientes residenciales, el costo debe ser absorbido progresivamente por todos los demás consumidores sometidos a regulación de precios que estén bajo el promedio señalado anteriormente.

“En algún momento hubo un cambio y se incluyó a los regulados como un todo; entonces este ya no sería un subsidio de los residenciales que consumen más a aquellos que por ubicación tienen tarifas altas, sino que si esa plata no cubre la diferencia, el restante será cubierto por todos los regulados que no están en ese ámbito, es decir, la alta tensión. Y la forma en que se decidió implementar es que el reajuste fue, no como en el reconocimiento en la generación local que era un reajuste en la generación de energía, sino que se cargará a los costos de los activos de la distribuidora. Y al hacer esto, lo que hace es distribuirlo a cualquiera que utilice la red de distribución incluido los libres” explica Sebastián Novoa, director ejecutivo de Ecom Energía.

En la práctica esto generó -según recoge Ecom Energía- a que si una empresa en Buin sometida al sistema regulado a mediado de año pagaba sin el elemento de equidad tarifaria $3,1 millones en su cuenta, esta subiese a $3,25 millones. Mientras que en el caso de los clientes libres, el tipo de peaje subió 12,5%.

En Illapel -que fue elegido de manera aleatoria-, en tanto, las tarifas de suministro para el mes de julio de 2017 en el caso base podrían haber alcanzado $3,1 millones, pero por efecto de la equidad tarifaria se incrementaron a $3,14 millones; mientras que los clientes libres vieron variar sus cuentas, en el mismo mes, de $278 mil a $319 mil. Para este ejercicio se utilizó un cliente que consume 35.000 kWh de energía, 130 kW de potencia suministrada y 55 kW de potencia en horario punta.

A esta situación se suma la entrada de la nueva ley de transmisión eléctrica, aprobada el 2016, pero cuya nueva tarificación se implementó en enero pasado. “La transmisión subió aproximadamente $1,5 por kilowatt/hora, tanto para libres como para regulados, pero como el regulado paga más $1,5, pesa menos. Y si el consumo promedio de un cliente industrial es de 300 mil kilowatt/hora, subiría unos $450 mil solo por la transmisión”, comentó Sebastián Novoa.

Con todo, comenta que “hay algunos clientes que en octubre pagaban $1,5 millón, en diciembre casi $3 millones y a enero pagarían $3,6 millones”, y sigue: “al final a la gente le subió la cuenta dos veces en menos de dos meses”.

Prueba de todo lo anterior es la composición de la cuenta de clientes industriales que la asociación de Empresas Eléctricas publica mensualmente. Si en julio, una cuenta de clientes industriales de Enel tenía un costo de $2,944 millones, ahora esa misma cuenta alcanza los $3,2 millones. Mientras que en el caso de Frontel el salto es de $3,7 millones a $4,2 millones, un alza de 13,5% en seis meses.

Por ítem, la generación -que representa 79% de la cuenta en el caso tipo de Enel-, aumenta 7,6%. En tanto, el segmento de la distribución y transmisión -que en el caso de la nueva cuenta también incorporar un cargo por servicios público, que considera el financiamiento por parte de los de los presupuestos del Coordinador Eléctrico Nacional, el Panel de Expertos y el estudio de franja- se aumenta un 24,7%.

Cuentas eléctricas de clientes residenciales mantendrán recargo de 20% al menos hasta 2012

El Mercurio Más allá de proyecciones que anticipan una baja en las cuentas de clientes residenciales para los primeros meses de 2011, los usuarios del Sistema Interconectado Central (SIC) tendrán que esperar hasta fines de 2012 para que sus boletas reflejen una caída sustancial y -lo que es mejor- permanente del precio de la energía.

Para esa fecha está previsto que todos los usuarios residenciales del SIC terminen de pagar una deuda que el sistema contrajo con las generadoras que lo abastecen y que comenzó a acumularse en agosto de 2007. Según datos a septiembre, este remanente alcanza nada menos que a US$ 434 millones.

Esta deuda surgió a raíz de una normativa -la Resolución Ministerial 88 (RM 88)- que en 2005 fue instaurada por las autoridades energéticas de la época, para asegurar que las distribuidoras eléctricas (que hoy atienden a más de 4,5 millones de clientes domiciliarios en el SIC) no se quedaran sin abastecimiento.

Lo anterior, porque en ese momento los costos de operación de las generadoras comenzaban a superar los valores considerados en las tarifas reguladas. Esto hizo que las distribuidoras se quedaran sin contratos con generadoras, porque éstas no estaban dispuestas a vender a un precio menor a sus costos.

Aunque lo que correspondía era que esas distribuidoras sin contrato pagaran precio mayorista o costo marginal por la electricidad que recibieran, la autoridad obligó a las generadoras a cobrar ese suministro a precio regulado.

De esta forma, se buscaba evitar diferencias entre clientes de concesionarias con y sin contrato. Además, se estableció que la diferencia entre el precio spot y el fijado sería prorrateada mensualmente entre todos los usuarios del sistema.

«El problema fue que los costos marginales subieron tanto que el recargo de hasta 20% del precio de nudo, que es la tarifa que calcula la autoridad y que se fijó como tope para saldar ese diferencial, no fue suficiente y se comenzó a acumular hasta ahora», explicó Francisco Aguirre, director ejecutivo de Electroconsultores.

Evolución

En su peor momento, que fue enero de 2009, el saldo de la RM 88 superó los US$ 915 millones, de acuerdo con cifras del Centro de Despacho Económico de Carga (Cdec) del SIC.

Sin embargo, a partir de enero de 2010 (cuando el remanente era de US$ 685 millones), el fondo dejó de acumularse y comenzó a bajar con mayor ritmo por el fin del sistema de venta a distribuidoras sin contrato. Esto, por el inicio del esquema de licitaciones de suministro que reflejan el costo de operación de las generadoras, a diferencia del precio de nudo fijado por la autoridad.

En el sector privado estiman que dada la evolución de los precios de la electricidad, recién a fines de 2012 los usuarios regulados terminarían de pagar esta deuda vigente con 31 de las 36 empresas de generación que operan en el SIC.

Ahí se eliminará el recargo de 20% sobre la componente energía, que equivale al 50% de la boleta mensual de luz.

Montos

Endesa es la generadora que más recursos mantiene retenidos: US$ 154 millones.

US$ 915 millones fue la deuda máxima en enero de 2009.

31 generadoras, de las 36 del SIC, figuran con saldos pendientes en los registros del Centro de Despacho Económico de Carga.

Diferencias entre sistemas

Desde enero de 2010, debutó el nuevo sistema de licitaciones de suministro eléctrico para las distribuidoras.

Este mecanismo consideró subastar entre las generadoras los requerimientos de energía de las distribuidoras durante plazos promedio de 15 años.

El objetivo de este sistema era sincerar en este segmento los costos de operación de las eléctricas, para que las generadoras volvieran a interesarse en él.

A partir de un sistema de indexadores, estos precios podrían variar mensualmente.

Por su parte, el sistema anterior -hoy vigente para un pequeño porcentaje de los contratos- considera la fijación tarifaria por parte de la autoridad.

En abril y octubre, se realiza el cálculo a partir de de factores como el tipo de cambio y los precios que cancelan los grandes consumidores.

Fuente / El Mercurio