En un contexto donde la transición energética se acelera, los costos sistémicos han pasado de ser una cifra marginal para convertirse en un tema crítico. Según cifras recientes, el promedio de estos costos a 2024 se sitúa en torno a los US$11 por MW/hora, es decir, un incremento significativo en comparación con años anteriores, donde apenas alcanzaban los US$2 por MW/hora.
Para analizar este fenómeno y sus efectos en los clientes libres, la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN A.G.), realizó un conversatorio online, que congregó a expertos de distintos estamentos del sector.
Así, la actividad contempla una presentación introductoria a cargo de Elio Cuneo, consultor independiente en Orrisk, tras lo cual se iniciará un panel integrado por Juan Manuel Contreras, ex secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE); Danilo Zurita, jefe del Departamento Eléctrico de la CNE; Javier Bustos, director ejecutivo de la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor A.G.); Sebastián Bernstein, gerente de Comercialización de Imelsa Energía; y Pilar Bravo, socia fundadora de ZeBra Energía SpA. Junto con ellos, Eduardo Andrade, secretario ejecutivo de ACEN será el encargado de moderar el diálogo.
Análisis y propuestas
Durante la conversación, Elio Cuneo destacó la necesidad de avanzar en cómo se debe entender el “precio medio mercado”, argumentando que actualmente incluye contratos antiguos y poco representativos. Así, propuso utilizar las dos últimas licitaciones para clientes regulados de la Comisión Nacional de Energía (CNE), “porque el precio medio mercado actual tiene contratos antiguos», detalló.
Añadió que “hay contratos del 2014 que terminan en 2030 y están asociados a los clientes de las distribuidoras y con precios altos”.
Asimismo, mencionó que los pagos que ha habido entre enero y septiembre de 2024 de costos sistémico ya superan los 655 millones de dólares. “Este es un problema importante a nivel país porque todos estos costos, que son traspasados a los clientes de alguna forma, les quitan competitividad a nuestras empresas”, sostuvo.
Por otro lado, según Javier Bustos, director ejecutivo de Acenor A.G., se prevé que los componentes de los servicios complementarios y sobrecostos tiendan a estabilizarse. “Tenemos bastante incertidumbre respecto a lo que va a pasar con el cargo por precio estabilizado, porque ese es un cargo que varía estacionalmente, y depende de la cantidad de proyectos PMG y PMGD que entran en operación en el próximo año”, puntualizó Bustos.
Y añadió que “hay más de 1.000 MW declarados en construcción de proyectos de generación a pequeña escala y que, si entran en operación en los próximos 12 meses, van a implicar mayores compensaciones y cargos sistémicos, de manera que podemos estar viendo que ese promedio de 11 dólares en el año se acerque más a los 15 dólares”.
PMGD: Subsidio cruzado
A su vez, la socia fundadora de ZeBra Energía, Pilar Bravo, calificó al componente PMGD como un “subsidio cruzado”, que no está contemplado en la ley. “Incluso, el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) ha dado señales bastante precisas en que ese componente debe basarse en el costo marginal y no en el precio medio de mercado, que existan reliquidaciones semestrales, y propone expresamente la eliminación de las compensaciones”, señaló.
Al respecto, subrayó la importancia de promover una competencia equitativa y eficiente, afirmando que “esta distorsión (que favorece a los PMGD) no solo afecta a los clientes libres, sino que también impactará a los clientes regulados en las próximas licitaciones”.
Desde otra perspectiva, Juan Manuel Contreras, gerente general de CT Energía y exsecretario ejecutivo de la CNE, puntualizó que el problema de fondo radica en que la regulación no se ha adaptado al nuevo escenario energético. “Quizás (el hecho) no sea cuántos son los costos sistémicos, sino quién está pagando esos costos y cómo se calculan”, expresó.
Nueva regulación y herramientas
El jefe del Departamento Eléctrico de la CNE, Danilo Zurita, fue enfático en que los costos sistémicos “son los costos de la transición; medir este sistema con herramientas de 2004 no tiene mucho sentido”.
Al mismo tiempo, adelantó que la CNE está embarcada en dos proyectos de corto plazo. El primero tiene que ver con qué herramientas tiene a su disposición el Coordinador Eléctrico para el manejo y gestión de los costos sistémicos.
Y el otro foco son las señales económicas. “Ahí tenemos dos instrumentos que son bastante líquidos para la CNE, que son las resoluciones, ya sea de definición de servicios complementarios o de precios máximos. Vamos a presentar al breve plazo (marzo 2025) modificaciones para ver cómo el almacenamiento puede prestar servicios de Control de Frecuencia, y su adecuada remuneración”, señaló el directivo de la CNE.