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El promedio de los costos sistémicos en 2024 se ha ubicado en torno a US$ 11 por MW/hora, siendo años atrás ese monto relativamente bajo, menos de US$ 2, y ni siquiera era tema de conversación. Hoy son objeto de varios cuestionamientos y se han convertido en un asunto que preocupa a los usuarios finales. Por ello, ACEN organizó un diálogo este miércoles 20 de noviembre para desmenuzarlos y analizar su efecto en los clientes libres.
El consultor independiente en Orrisk, Elio Cúneo, desglosó en su presentación introductoria los elementos que componen estos costos sistémicos y sugirió avanzar en cómo debemos entender el “precio medio mercado”, que no se condice con el “precio real de mercado”. Así, propuso una referencia alternativa, “utilizar las dos últimas licitaciones para clientes regulados de la Comisión Nacional de Energía (CNE). Esto porque el precio medio mercado actual tiene contratos antiguos. Hay contratos del 2014 que terminan el 2030 y están asociados a los clientes de las distribuidoras y con precios altos”.
Agregó que “en términos globales, los pagos que ha habido desde enero de 2024 hasta septiembre de 2024 en costos sistémicos totalizan los US$ 655 millones. 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”.
Según Javier Bustos, Director Ejecutivo de Acenor, se prevé que los componentes de los servicios complementarios y sobrecostos tiendan a mantenerse estables según el último año. Sin embargo, “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. Sabemos 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 mayores cargos sistémicos y podemos estar viendo que ese promedio de US$ 11 en el año se acerque más a los US$ 15”.
En tanto, Pilar Bravo, Socia Fundadora de ZeBra Energía, indicó que está ya probado y declarado por las autoridades que el componente PMGD se trata de un subsidio cruzado que no está en la ley, y que 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.
De acuerdo con Bravo, “hay otro elemento muy importante que es promover la competencia más ecuánime y eficiente en el mercado eléctrico. Hay que centrarse en velar por el mínimo económico del total de las instalaciones (los clientes son instalaciones del sistema). El mercado es el centro y hay que cuidar que éste se dé en condiciones equitativas y entendemos que esta distorsión no solamente llega a los clientes libres, y el próximo año va a llegar a los clientes regulados con la nueva licitación, sino que además produce un gran desequilibrio en el mercado spot, en el mercado generador”.
Para Juan Manuel Contreras, Gerente General en CT Energía y exsecretario Ejecutivo de la CNE, “el tema de fondo es que estamos en un proceso de transición donde la regulación cambió principios, pero aún no se ha adaptado a lo que es el nuevo sistema que tiene muchas centrales de costo variable cero. En resumen, estamos teniendo un mercado eléctrico frágil y que opera según la regulación, por lo tanto, esta no adaptación que entiendo que va a venir en el largo plazo, requiere una revisión de algunos fundamentos que hay hoy día y que explican en buena parte el tema. Quizás no sean cuántos son los costos sistémicos sino quién está pagando los costos sistémicos, porque probablemente la optimización se hace, pero el problema es la asignación y cómo se calculan”.
Por su lado, Sebastián Bernstein, Gerente de Comercialización en Imelsa Energía, señaló que “cuando el Coordinador optimiza la operación, no optimiza tanto la operación de los sistemas complementarios, sino que se enfoca más en optimizar el costo marginal”.
En su intervención, Danilo Zurita, Jefe del Departamento Eléctrico en la CNE, recalcó que “estos son los costos de la transición, medir este sistema con las herramientas del 2004 no tiene mucho sentido”. A su vez, comentó que la CNE está embarcada en dos proyectos de corto plazo. “Lo primero tiene que ver con qué herramientas tiene a su disposición el Coordinador para el manejo y gestión de los costos sistémicos. Y en el marco del desarrollo de la norma técnica de seguridad y calidad de servicio, vamos a separar la discusión para dar más alternativas tecnológicas al operador, y eso esperamos que esté en el primer semestre del próximo año”.
El otro foco son las señales económicas “y 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 representante de la CNE.
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