El sistema de tarificación eléctrica abre incertidumbre respecto a futuras tarifas para los consumidores

1. ANÁLISIS DEL MECANISMO
DE LICITACIÓN EMPRESAS
DISTRIBUIDORAS
ENTREGADA AL MINISTRO
DE ENERGIA
SENADOR JAIME ORPIS BOUCHON
Primera Región, de Tarapacá y
Decimoquinta, de Arica y Parinacota

2. CONTEXTUALIZACIÓN: La historia de una crisis que ya cumple
15 años
A finales de la década del 90 el sector eléctrico
chileno experimentó la mayor crisis eléctrica de
los últimos 30 años. El año 1997 fue uno de los
años más lluviosos del siglo producto de lo cual
se utilizaron los recursos hídricos para
generación más allá de lo recomendable, sin
analizar los efectos futuros que podría implicar. Si
bien se esperaba que 1998 fuera un año normal
en términos hidrológicos, esto no sucedió así
siendo un año extremadamente seco, lo que
puso a prueba las políticas energéticas de ese
entonces. En este escenario, unido a la entrada
en operaciones tardía de la central Nehuenco, el
sistema eléctrico (SIC) no pudo hacer frente a
esta contingencia y fue necesario dictar un
decreto de racionamiento, mecanismo que no
había sido utilizado hasta ese momento.

3. Con esta modificación se realizó
un cambio estructural relevante
a la regulación, incorporando
nuevos riesgos para los
inversionistas en generación.
Esto se tradujo en una de las
principales razones del
estancamiento de las inversiones
del sector a partir del año 2000
lo que, posteriormente, sería
parte de una crisis que se fue
extendiendo en el tiempo hasta
hoy.
Como consecuencia de
ello, el gobierno de la
época realizó cambios a la
legislación vigente, lo que
se concretó con la
modificación del artículo 99
bis de la Ley de Servicios
Eléctricos, esto es, la
exención las situaciones de
sequía de los eventos
calificables como caso
fortuito o fuerza mayor.

4. Por otro lado, a mediados de 1997
se inauguró el primer gasoducto
desde Argentina el que, entre otras
cosas, proveería de gas natural a
Chile para producir electricidad.
Esto permitía en ese
entonces, visualizar un escenario
auspicioso a futuro, sobre todo
desde el punto de vista de los
costos de electricidad. Sin
embargo, sólo algunos años
después (2002) el suministro de
gas desde el país vecino comenzó a
presentar problemas.
Un corte momentáneo en el
servicio, poco trascendente en ese
momento, se transformó en una
alerta que demostró la
vulnerabilidad que traía consigo la
decisión tomada algunos años
antes.
A pesar que en un primer
momento el gobierno argentino
manifestó que el problema era
puntual, a finales del primer
trimestre del año 2004 estos
cortes comenzaron a hacerse
más frecuentes, y de mayor
duración y
envergadura, concluyendo
finalmente con el corte
prácticamente total de
suministro de gas a clientes no
residenciales, relevantes en la
producción de electricidad, a
partir del año 2008 y
reduciendo las entregas de gas
natural hasta llegar a niveles
cercanos a cero hacia el año
2012.

5. Ilustración 1: Importaciones de Gas Natural
 Fuente: CNE
0
1.000
2.000
3.000
4.000
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6.000
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Importaciones de Gas Natural (Millón m3)
II REGION RM - V REGION VIII REGION

6. Fue en esos
momentos que
quedó de
manifiesto el riesgo
que implicaba la
dependencia
energética de
Argentina y surgió
la necesidad de que
el país tuviera una
matriz energética
más diversificada y,
al mismo tiempo,
que incrementara el
uso de fuentes
propias de
producción de
energía.

7. Si bien se realizaron esfuerzos para tratar de revertir
esta situación, entre los que destacan modificaciones
legales tales como la Ley Corta I, la Ley Corta II y Ley
ERNC, la instalación de terminales de regasificación en
Quinteros y Mejillones, y la aprobación ambiental de
una serie de proyectos de generación termoeléctrica
principalmente en base a carbón, la situación hoy
continúa siendo compleja y la crisis aún persiste 15
años después del primer evento en 1998.
La gran interrogante es si este escenario de crisis se
ha tornado en una condición permanente o es posible
hacer los cambios necesarios para que esto no
continúe.

8. SOLUCIÓN A LA FALTA DE INVERSIONES EN
GENERACIÓN: LICITACIONES
Aspectos Generales
Tal como se mencionó anteriormente, uno de los
principales problemas que ha presentado el sector
eléctrico en los últimos 15 años es la falta de concreción
de inversiones oportunas en el segmento generación.
Desde inicios de la década del 2000 las inversiones en
este segmento se estancaron fuertemente, inicialmente
producto del mayor riesgo que implicaba para los
inversionistas asumir condiciones de suministro a todo
evento, y en los últimos años, debido a la incertidumbre
que ha existido producto de una mayor oposición social,
un mayor cuestionamiento ambiental y la judicialización
de diversos proyectos.

9. En este contexto, y con el objeto de asegurar las inversiones en
generación, en el año 2005 el gobierno de la época se vio obligado a
intervenir. Finalmente se promulgó la Ley Corta II, obligando a las
empresas distribuidoras a licitar sus contratos de abastecimiento
eléctrico. Esta ley establece, entre otros aspectos, que:
 Cada distribuidora debe disponer del suministro de energía para al
menos los próximos 3 años. Dicho suministro debe provenir, ya sea
de contratos o de generación propia.
 Los contratos de suministros deben ser obtenidos mediante
licitaciones, las cuales deben ser: públicas, abiertas, no
discriminatorias y transparentes.
 Se establece que las distribuidoras se pueden coordinar para licitar
el conjunto de su demanda (agregada).

10.  Las bases de las licitaciones las deben elaborar las propias
distribuidoras, previa aprobación de la Comisión Nacional de Energía, en
adelante CNE.
 Los contratos licitados no deben exceder de un periodo de 15 años.
 La existencia de un umbral que representa el porcentaje máximo de los
requerimientos de energía para clientes regulados a negociar en cada
contrato. El precio de la energía presentado por el oferente en la licitación no
puede ser superior a un umbral calculado en base al precio nudo de corto
plazo. (Ver Art. 79-5 y Art. 101 ter)
 La licitación se adjudica por menor precio inicial.

11. Uno de los objetivos principales de esta
modificación regulatoria fue generar incentivos
para que los generadores pudieran ofertar bloques
de suministro de energía a precios estables y de
largo plazo, disminuyendo así la importancia del
costo marginal instantáneo como señal de precios
de mercado.
En efecto, dicho costo marginal, al ser una señal
de corto plazo resulta altamente volátil como señal
de inversión.

12. Con esto, el mecanismo de licitaciones estaba dando mayor importancia a
las señales de largo plazo que incorporan las expectativas de costos reales
de producción de energía.
Adicionalmente, y casi tan importante como lo anterior, estas
modificaciones estaban orientadas a fortalecer el mecanismo de contratos
de largo plazo dando mayor estabilidad al sistema.
Todos objetivos deseables al momento de promulgar la Ley Corta II, y hoy
considerados como críticos por los diversos especialistas del sector.
Dado este escenario, cabe preguntarse entonces si luego de 8 años de la
promulgación de la Ley Corta II, ¿se están cumpliendo los objetivos
planteados para el mecanismo de licitaciones o no?

13. Historia reciente: Proceso de Licitaciones
2012 - 2013
El 31 de enero de 2012, la Superintendencia de
Electricidad y Combustibles instruyó a CGE Distribución
S.A. para que diera inicio a los trámites de un nuevo
proceso de licitación de suministro, elaborando y enviando
a la Comisión Nacional de Energía las bases de licitación
para su aprobación.
Con fecha 9 de mayo de 2012, la Comisión Nacional de Energía (CNE)
aprobó mediante la Resolución Exenta N° 310/2012 las bases de
licitación del proceso “Licitación Suministro CGE DISTRIBUCIÓN
2012/02”, proceso que se declaró desierto con fecha 4 de julio
atendiendo a que no se presentaron ofertas.
El 13 de julio de 2012, la CNE aprobó las bases de licitación para el
segundo llamado “Licitación Suministro CGE DISTRIBUCIÓN 2012/02-
2° LLAMADO”.
Este proceso fue declarado desierto con fecha 30 de julio de 2012, por
las mismas razones del proceso anterior.

14. Posteriormente, con fecha
21 de agosto de 2012, la
CNE aprobó las bases
“Licitación Suministro CGE
DISTRIBUCIÓN 2012/03”,
proceso que fue declarado
desierto con fecha 28 de
septiembre de 2012 por las
mismas razones de los dos
procesos anteriores.
Dado los tres procesos fallidos, el
Ministerio de Energía, con fecha 13
de noviembre de 2012, en
conformidad a lo dispuesto en el
artículo 135° de la Ley General de
Servicios Eléctricos, determinó que
el límite superior de la banda
definido en el artículo 168° de la
Ley fuera aumentado en un 8,8%.
Los precios de nudo definitivos de
energía y potencia que la CNE
determine deberán ser tales que el
Precio Medio Teórico se encuentre
dentro de la Banda de Precios de
Mercado señalada en el artículo
168º.

15. Con posterioridad, la CNE aprobó las bases de licitación para el
proceso “Licitación Suministro CGE DISTRIBUCIÓN 2012/03-
2°LLAMADO”, proceso que resultó parcialmente desierto debido a
que las ofertas recibidas no fueron suficientes para cubrir el total
del Bloque de Suministro licitado.
Así, en conformidad con lo dispuesto en el
artículo 135° de la Ley General de Servicios
Eléctricos, CGE Distribución S.A. elaboró las
bases para licitar parte del bloque de
suministro contratado con Campanario
Generación S.A. que no resultó adjudicado en
el proceso “Licitación Suministro CGE
DISTRIBUCIÓN 2012/03- 2°LLAMADO”, las
que fueron aprobadas por la CNE con fecha 26
de febrero de 2013. Dicho proceso se declaró
desierto con fecha 1° de abril producto de que
no se presentaron ofertas.

16. Con fecha 7 de mayo de 2013 se realizó el segundo
llamado, el cual también fue declarado desierto con fecha 17
de junio de 2013 por no presentación de ofertas.
Finalmente, con fecha 17 de junio de 2013, la CNE aprobó las
Bases de Licitación para el suministro eléctrico, en sus
procesos 1 y 2, de las Empresas Concesionarias CGE
DISTRIBUCIÓN S.A., Chilectra S.A., Chilquinta Energía S.A.,
Compañía Eléctrica Osorno S.A., Compañía Eléctrica del Litoral
S.A., Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A., Empresa
Eléctrica Atacama S.A., Empresa Eléctrica de Antofagasta S.A.,
Empresa Eléctrica de Casablanca S.A., Empresa Eléctrica de
Colina Ltda., Empresa Eléctrica de la Frontera S.A., Empresa
Eléctrica de Melipilla, Colchagua y Maule S.A., Empresa
Eléctrica de Puente Alto Ltda., Empresa Eléctrica de Talca S.A.,

17. Empresa Eléctrica Municipal de Til-Til, Energía de Casablanca
S.A., Energía del Limarí S.A., Luz Andes Ltda., Luzlinares S.A., Luzparral
S.A., Sociedad Austral de Electricidad S.A. y las Cooperativas Eléctricas
Compañía Distribuidora de Energía Eléctrica CODINER
Ltda., Cooperativa Eléctrica de Curicó Ltda., Cooperativa de Consumo
de Energía Eléctrica de Chillán Ltda., Cooperativa Eléctrica Los Ángeles
Ltda., Cooperativa Eléctrica Paillaco Ltda., Cooperativa Rural Eléctrica
de Llanquihue Ltda., Cooperativa Rural Eléctrica de Río Bueno
Ltda., Sociedad Cooperativa de Consumo de Energía Eléctrica de
Charrúa Ltda.
Estos procesos se encuentran actualmente en desarrollo, sin
embargo, existe inquietud y preocupación de que los resultados
anteriores pudieran repetirse en este caso, sobre todo en el proceso
denominado de corto plazo para el periodo 2016 y 2018, que
comprenden bloques de energía por el equivalente a 3.012 GWh, 5.647
GWh y 8.473 GWh.

18. Análisis: Mecanismo de Licitaciones
El problema que se ha venido
repitiendo e incrementado en los
últimos procesos licitatorios, es la
falta de ofertas para los distintos
bloques de energía (distintas
zonas del país), lo que se traduce
en que toda la demanda, o parte
de ella, no pueda ser cubierta
obligando a que se deban hacer
nuevos llamados de licitación para
asegurar el abastecimiento de la
totalidad del suministro.
Esto ha traído como consecuencia
la elevación de los precios en un
proceso que hoy se ha convertido
en iterativo. Esto se observa
claramente al revisar la historia de
las licitaciones de los dos últimos
años.
Si bien este problema fue
mencionado como parte de los
riesgos potenciales al momento
de realizar las modificaciones
regulatorias, actualmente, donde
el problema ya se ha hecho
manifiesto, no ha sido posible
llegar a una solución definitiva.
En este escenario, los plazos de
los llamados a licitación han sido
un factor importante que influye
fuerte y directamente en el
desarrollo del proceso, y desde
los inicios de las licitaciones
siempre han sido considerados
cortos.

19. Como consecuencia, y dado que en
la regulación vigente existe la
obligación de suministro ante todo
evento, las generadoras prefieren
no ofertar si no pueden asegurar
que sus planes de expansión
cubrirán la energía ofrecida.
Esto se convierte además en una
barrera insalvable para nuevos
agentes que deseen entrar al
mercado, cuya evaluación de riesgo
es mayor que la de las empresas
que ya están presentes en el
mercado.
Esto se complica más aún en
un escenario donde la
construcción de plantas
nuevas presenta muchas
incertidumbres producto de
la oposición social, el mayor
cuestionamiento ambiental y
la judicialización de los
proyectos.
En resumen, lo anterior no
genera los incentivos
adecuados para que nuevos
agentes se incorporen al
mercado, como tampoco
para que los agentes
presentes tomen el riesgo de
ofertar.

20. Otro punto importante de mencionar es que, a pesar de que
los actores del mercado tienen distintos riesgos dependiendo
de si sus ofertas se basan en plantas nuevas o en plantas
existentes, en la práctica el sistema chileno considera que no
hay diferencias entre ellas, lo que produce un efecto no
deseado, sobre todo cuando la situación demuestra que la
demanda requerida está segmentada en demanda de corto
plazo y de largo plazo.
Conforme con ello, la oferta también debiera hacerlo así, lo
que no ocurre.
Esto se traduce en alzas en el precio final ofertado producto
que las ofertas de largo plazo se basan generalmente en la
contingencia de corto plazo.

21. Por otro lado, los bloques de energía licitados
no son uniformes.
Esto implica que existe la posibilidad de que
ciertos generadores pudieran tener preferencias
por ciertos bloques, lo que en un mercado con
escasa presencia de oferentes restringe las
posibilidades para obtener un resultado más
competitivo en la licitación.
Esto conlleva a licitaciones desiertas, altos
precios y mucha diferencia de precios entre
bloques, tal como ha quedado demostrado en
la práctica.

22. Conforme con lo anterior, el mecanismo
de licitaciones, tal como está estructurado
actualmente, se considera poco flexible,
no fomenta necesariamente el ingreso de
nuevos agentes en generación (aspecto
poco positivo considerando la
concentración que presenta el sector en
este ámbito), no genera las condiciones
de competencia que se esperan de un
proceso de este estilo y no permite definir
claramente que la oferta de corto plazo
versus la de largo plazo debieran tener un
tratamiento diferenciado.
Adicionalmente, las
bases de licitación (que
elaboran las empresas
distribuidoras y que la
CNE debe aprobar) no
son lo suficientemente
precisas en sus
requerimientos y por lo
tanto dejan mucho
espacio a la
interpretación de las
mismas generando
confusión.

23. Propuestas de Mejoras Al Proceso de Licitaciones
Lo primero es asumir que los procesos de licitación hoy son
poco flexibles, tanto en plazos como en la
definición/estructuración de la demanda.
En este documento se propone flexibilizar dichos procesos
diferenciando claramente las condiciones de corto plazo de las
de largo plazo, como también abrir la posibilidad de que se
permita realizar ofertas de energía a precios diferenciados.
Tal como se mencionó anteriormente, en el mercado existen
actores con capacidad instalada cuya inversión, se supone, ya
ha sido amortizada a lo largo de los años.
Dicha capacidad debiera ser considerada como una oferta
diferente a la que pueden ofrecer las plantas nuevas, dado que
la primera, habiendo cubierto sus costos de inversión, debiera
definir sus precios principalmente en base a sus costos de
operación y mantenimiento, mientras que las segundas
(inversiones en plantas nuevas) deben proyectar inversiones y
asumir los riesgos de la construcción y puesta en marcha.

24. De esta manera en
el caso de las
plantas existentes
el precio
debiera, principalm
ente, permitir la
recuperación de los
costos variables de
los combustibles
porque, tal como
se mencionó
anteriormente, los
costos de inversión
ya debieran haber
sido financiados.

25. Adicionalmente, pero en la misma línea, las licitaciones
debieran permitir establecer bloques de demandas
diferenciados, asociados también a precios diferenciados,
con el objeto de poder capturar precios asociados
efectivamente al costo instantáneo de producción de energía
(por ejemplo, para bloques intra diarios de energía).
Lo anterior permite dos cosas: que no haya preferencias de
un bloque sobre otro, evitando o minimizando la posibilidad
de que ciertos bloques queden sin ser ofertados o con
precios resultantes más altos, y entrega flexibilidad al
proceso por cuanto permitiría a los proyectos de ERNC
participar del proceso de licitaciones.

26. Un aspecto a analizar es la conveniencia de incorporar
directamente mecanismos que permitan la incorporación
de las ERNC a la oferta, dado que se considera que en las
condiciones actuales estas tecnologías no tienen incentivos
a participar del proceso.
Este es un aspecto relevante por cuanto podrían ser un
aporte en los que se refiere a ofertas de corto y largo
plazo.
Finalmente, se considera clave que los plazos de llamado
a la licitación deben tomarse en serio y deberían ser al
menos 6 años efectivos con el objeto de dar tiempo
suficiente para que cualquier interesado pueda llevar a
cabo los análisis suficientes y necesario para presentar
ofertas competitivas.

27. ANÁLISIS DEL MECANISMO DE
LICITACIÓN EMPRESAS
DISTRIBUIDORAS
EXPOSITOR:
SENADOR JAIME ORPIS BOUCHON
Primera Región, de Tarapacá y Decimoquinta, de
Arica y Parinacota