(La Tercera) Hasta Valparaíso llegaron las inquietudes que el sector eléctrico tiene sobre el proyecto de ley que modifica las bases de las licitaciones de suministro eléctrico. El miércoles, los ejecutivos de las principales empresas eléctricas del país fueron a la comisión de Minería y Energía del Senado, justo el día en que se aprobó la idea de legislar, dando inicio a la tramitación en Sala de la normativa.
Establecer un nuevo sistema de licitación fue una de las prioridades del gobierno en la llamada Agenda Energética. Con este mecanismo esperan rebajar en 25% los precios de las subastas que se realicen durante la próxima década. Las estimaciones de la autoridad es que el costo de la electricidad para los clientes regulados podía incrementarse en 34% en 10 años más, si se mantenían los valores que han tenido las últimas licitaciones, cifras que llegan a US$ 130 el MWh.
La discusión del proyecto ha avanzado con rapidez -fue ingresado en agosto y se espera tenerlo aprobado a fines de este año-. Sin embargo, no son pocos los temas que preocupan a la industria energética. Ellos han manifestado que la norma es positiva, que se hace cargo de externalidades y riesgos que han afectado los procesos de licitación, los que en su mayoría han sido declarados desiertos, pero no se ataca aún la enfermedad que está viviendo el sector, que es la falta de proyectos.
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La normativa además de regular la subasta de energía eléctrica entre las distribuidoras y las generadoras, y regular la contratación de energía de los clientes regulados, que es el 50% de la energía que se consume en todo el sistema eléctrico de la zona central (SIC), abrirá el espacio para el ingreso de nuevos actores al sector, como será el caso de Gas Natural Fenosa. La eléctrica española que adquirió CGE, ha manifestado abiertamente su interés de tener en Chile centrales de generación.
Sin embargo, la realización de nuevos proyectos de generación no se verá por lo menos hasta fines de esta década. Por lo menos así lo estima el ahora gerente general de Colbún, Thomas Keller, antes presidente ejecutivo de Codelco. El ejecutivo, quien tuvo su primera aparición pública como líder de la empresa del grupo Matte, señala que habrá un déficit de energía entre 2015 a 2020 que llegará a los 21 mil GWh acumulados, energía que equivale a la instalación de ocho centrales hidroeléctricas de unos 100 MW cada una.
Por eso, estima Keller, la excepcionalidad que ha afectado al sector en el último tiempo, que es tener que suministrar energía pese a no contar con un contrato, no será tal, sino que se transformará en la regla general. “La situación de tener contratos sin suministro nos va a acompañar y la fórmula que está en el proyecto de ley no es dar la respuesta correcta”, indicó en la sesión del miércoles. Agregó que lo que se requiere es que haya un “mecanismo transitorio”. Su propuesta es seguir el modelo que se utiliza en Colombia y licitar la capacidad de reservas de las empresas.
Tener que entregar energía sin contar con un compromiso formal de parte de una eléctrica se debe a varias razones como la quiebra de una empresa. Eso fue lo que sucedió en 2011 con la central Campanario de Southern Cross. También puede ser que las licitaciones se declaren desiertas, por falta de proyectos, o bien, la demanda por energía suba más allá de lo estimado.
El proyecto de ley se hace cargo de esta controversia, por primera vez, dicen en la industria, y establece un mecanismo permanente que regula las condiciones en que efectúa la entrega del suministro y la forma en que se debe remunerar. El documento habla de que esta medida es “excepcional”.
Sin embargo, Endesa tampoco ve esta situación como una excepcionalidad. José Venegas, gerente de Gestión de Energía y Comercialización de la empresa hoy comandada por la italiana Enel, señala que con el modelo que propone la normativa, incentiva que no se generen nuevos contratos de suministro. Porque, dijo, “estándolo o no contratado, igual, en la medida que inyecten energía al sistema, deberán hacerse cargo de energías sin contratos”. Agrega Venegas que a la asignación “le es indiferente si la empresa está plenamente contratada con energía regulada o si no lo está”.
Para Endesa este tema es relevante, ya que la compañía tiene, en su mayoría, contratos antiguos, con costos de US$ 60 y US$ 70 el MWh. La firma, indicó Venegas, han seguido suministrando energía pese a que el costo en que se transa la energía, es mayor. Sólo los últimos contratos de la eléctrica están a precios de mercado, situados entre US$ 110 o US$ 115 el MWh.
Por eso, la empresa propone que las energías sin contrato se suministren, en principio, en función de las inyecciones físicas horarias, pero que sean corregidas por un factor que implique aportar una menor cantidad, la que sea proporcional de las generadoras con mayor participación de energía contratada en licitaciones para abastecer al mercado regulado.
Otro de los puntos que genera inquietud también en el mundo privado es el rol que tendrá la Comisión Nacional de Energía (CNE), entidad que ahora estará a cargo de establecer las bases de licitación de los suministros.
Para Thomas Keller, la CNE, que regula al sector eléctrico, ahora pasará también a ser contraparte en los contratos. “Este es un elemento que introduce un riesgo adicional”, dice, porque, “se hace cargo de todos los procesos. Podría modificar por resolución o acto administrativo las condiciones de los contratos adjudicados. Por eso, echamos de menos una contraparte técnica e independiente que analice las propuestas y cuestionen las atribuciones de la CNE”.