La fuerte sequía que afecta al país ha llevado al sector eléctrico a un escenario de estrés, con precios de la energía que se han disparado y el fantasma de fallas en el suministro. Esta es la antesala de dos situaciones que explotarían en 2022 y que hasta ahora han contenido las cuentas de la luz: la Ley de Servicios Básicos, que ha impedido el corte por no pago, y el fondo de estabilización que congeló el precio de los contratos. Pero ambos expirarán: el primero en enero, y el segundo cuando se complete el fondo, lo que con el alza del dólar podría ocurrir también el próximo año.

‘A la gente le dieron un calmante y le dijeron ‘quédense tranquilos, porque las cuentas no van a subir’, pero eso es mentira’, dice Andrés Romero, extitular de la CNE.

Esta semana el Gobierno firmó y publicó un decreto de racionamiento para disponer de medidas ante la compleja situación que enfrenta el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), el cual al menos en tres oportunidades en menos de un mes -entre los días 14 de julio y 12 de agosto-, estuvo al borde de la falla. Esto obligó a echar mano a toda la capacidad de generación a diésel (que contaba con combustible), con el objetivo de evitar una falla que pudiera interrumpir en forma súbita y no programada el suministro de la mayor red del país, que entre Arica-Parinacota y Chiloé abastece al 98% de la población.

Claro que dar esta seguridad tuvo una implicancia. El costo marginal, que representa la operación de la central menos eficiente y fija el precio al que se vende la energía entre las generadoras, está disparado. En lo que va de agosto y comparado con el mismo mes del año pasado se cuadruplicó, pasando de un promedio de US$ 30,55 por MWh, a US$ 126,9 por MWh.

Los motivos que llevaron a esta situación son tres: la severa escasez hídrica, que pese a las lluvias de esta semana, no le ha dado tregua a los altos costos; la falla de centrales térmicas clave, que son las que respaldan la producción eólica y solar -que en ningún momento del día bastan por sí solas para cubrir todo el consumo-, y la menor disponibilidad de gas natural licuado (GNL), producto de menores compras, debido a señales regulatorias en discusión (ver recuadro) y una estimación preliminar más optimista respecto de la disponibilidad de agua.

Los costos marginales han estado altos todo el año y en lo que va del ejercicio promedian US$ 84,85 MWh, un alza de 101% comparado con los US$ 42,15 MWh del mismo lapso del año pasado, y un 55% más respecto de los US$ 54,55 MWh de 2019.

Las estimaciones del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) apuntan a que la situación actual de operación ajustada y con altos costos se mantendrá al menos hasta mayo próximo, cuando se inicia el año hidrológico y eventualmente podría haber algún aumento del agua en los embalses y de nieve, lo que ayudaría a reducir la utilización del diésel. Sin embargo, algunos especialistas creen que este escenario se prolongará más allá, con consecuencias que tarde o temprano llegarán a los clientes residenciales.

‘Esto que se ha señalado de que la variación del costo marginal no importa porque no le llega al consumidor, no es tan así. Al cliente regulado no le llegará en forma inmediata, pero la señal se va a traspasar a los precios que a futuro los productores de energía van a estar dispuestos a ofertar en las licitaciones de suministro y serán más altos’, asegura Andrés Romero, exsecretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE).

El actual consultor precisa que estas coyunturas de precios altos pueden durar mucho tiempo. ‘Si no, basta con recordar lo que pasó entre 2007 y 2014, un período en que los precios de la energía fueron tan altos, que bajarlos al menos un 30% fue la primera prioridad con la que Máximo Pacheco asumió en el Ministerio de Energía’, dice. Y agrega: ‘En la medida en que la escasez hídrica se mantenga, que se vayan retirando más centrales a carbón y no se tengan señales claras para la compra de más GNL, sin correr el riesgo de luego no poder usarlo, podríamos tener varios años de costos marginales altos que se reflejarán en los contratos’, dice, apuntando a clientes libres -industriales grandes y medianos- y también a los regulados, entre ellos los residenciales.

La posibilidad de fallas del sistema que pudieran provocar apagones durante períodos específicos, como el que el sábado de la semana pasada afectó durante poco más de una hora a parte de las regiones de La Araucanía, Los Lagos y Los Ríos, es otro de los riesgos inmediatos.

‘Firmar el decreto de racionamiento era lo mínimo que podían hacer y desde el punto de vista de la urgencia de la continuidad del abastecimiento, es evidente que llegaron tarde, porque este escenario de sequía el Gobierno lo conocía desde marzo y también sabía de las restricciones de gas natural. Adicionalmente las proyecciones de deshielo del CEN estuvieron erradas y al Gobierno se le pasaron o las dejó pasar y nuevamente la crisis les explotó en la cara y ahora el riesgo de falla es alto’, plantea Humberto Verdejo, académico de la Universidad de Santiago.

El CEN, en tanto, precisa que el sistema eléctrico ha respondido de buena manera, ‘no observándose restricciones de suministro eléctrico a futuro’, aunque para ello -dicen- es ‘esencial el cumplimiento de las obligaciones que tienen las empresas generadoras, particularmente lo que se refiere a tener disponible el combustible para operar en oportunidad y cantidad suficiente’.

En el horizonte hay más amenazas que se suman a un cóctel que ya es explosivo: la Ley de Servicios Básicos y el fondo de estabilización de precios.

Ley de Servicios Básicos: deuda ya suma US$ 600 millones
Humberto Verdejo dice que de acuerdo con la Ley de Servicios Básicos vigente -creada para ayudar a los hogares durante la pandemia, impidiendo el corte por no pago-, a partir de enero de 2022 todos los clientes que dejaron de pagar sus cuentas de luz deberán comenzar a regularizar esa deuda en un máximo de 48 cuotas.

Considerando los impagos anteriores a la pandemia y también la deuda de usuarios regulados no residenciales, como pymes o pequeños comercios, en la actualidad se deben del orden de US$ 600 millones, que deberían ser solventados por los clientes deudores, dado que hasta el momento la mesa que impulsó el Gobierno para dar con una fórmula mixta de pago, en la que el Estado y las empresas también podrían participar, no ha tenido avance. Tras dos reuniones iniciales no ha vuelto a sesionar, precisa.

Fondo de estabilización: con el dólar en escalada, el próximo año se copará
El próximo año otro factor entrará en escena: se completarían los US$ 1.350 millones del fondo de estabilización de precios de la energía, un mecanismo ideado por el Gobierno tras el estallido de octubre de 2019 para congelar las cuentas de la luz. En simple, hasta completar dicho monto, a las generadoras se les paga solo una parte del precio al que venden la energía a las distribuidoras eléctricas.

Por ley, el plazo máximo para devolver el dinero es diciembre de 2027. El modelo estipula que la estabilización opera hasta el primer semestre de 2023, pero si el fondo se copara antes, se activa la restitución de los dineros a las generadoras. El problema es precisamente que el dólar -que ha tenido una escalada que ya lo sitúa en $789 al cierre del viernes-, es el factor que más incide en la velocidad en que se acumulan los recursos. Por ello, varias consultoras creen que ese hito ocurrirá antes. Verdejo cree que el fondo se completará hacia febrero o marzo 2022. Valgesta dice que podría llegar hacia septiembre del próximo año. La estimación más reciente de la CNE apunta a que a fines de este año ya superará los US$ 1.070 millones.

‘La gente tendrá que empezar a devolver en sus tarifas esos dineros y eso implica que el precio de la energía por lo menos debiese crecer un 20% para poder devolver la plata al año 2027, que es el plazo máximo que establece la ley’, explica Verdejo, quien detalla que el precio de la energía representa cerca del 70% del total de la boleta de luz.

Nuevo gobierno deberá ver qué hace: sincerar o ‘patear’
La suma de estas dos situaciones -la regularización de las cuentas impagas y el agotamiento del mecanismo de estabilización- provocará que los usuarios no vean las bajas en los precios de la energía asociados a la irrupción de las energías renovables en las licitaciones de suministro adjudicadas en 2016 y 2017, en contratos que comenzaban su vigencia en enero de este año.

El mecanismo de estabilización fue concebido bajo el supuesto de que la baja en los precios de la energía a partir de enero de 2021 permitiría iniciar la devolución de los fondos retenidos a las generadoras sin necesidad de incurrir en alzas de tarifas. Sin embargo, cálculos de la consultora Ecom Energía muestran que la evolución de los precios no fue como se esperaba, pues el precio de la energía de solo una de seis distribuidoras analizadas -que atienden a ciudades representativas de la realidad nacional- presenta un nivel menor al del valor estabilizado.

¿Cuándo podría la gente ver bajas? Si el fondo de estabilización se debe pagar hasta diciembre de 2027, las cuentas impagas hasta diciembre 2025, y en 2032 termina la vigencia de los contratos caros de licitaciones previas a las que ganaron casi por completo las ERNC en 2016, recién a partir de ese año el precio de la energía debiese bajar. Y eso siempre que en las próximas licitaciones de suministro también se reciban ofertas como las de 2016 y 2017, advierte Verdejo.

‘A la gente le dieron un calmante y le dijeron ‘quédense tranquilos, porque las cuentas no les van a subir’, pero eso es mentira. Cuando salga el informe de transmisión habrá aumento de esas tarifas, porque hay plata que no se ha pagado y que habrá que pagar. El precio estabilizado llegará al tope a mediados del próximo año y entonces el nuevo gobierno no solo tendrá que lidiar con eventuales problemas de suministro eléctrico, sino que además tendrá que decirle a la gente que por estos motivos la cuenta de luz va a subir. ¿Qué harán? ¿Van a seguir pateando o van a sincerar la realidad de las cuentas? El problema es que si la solución política será lo primero, habrá un efecto de mediano y largo plazo respecto de las señales de inversión, porque estamos desnaturalizando completamente el modelo de contratos con certeza jurídica que tenemos en el país’, advierte Andrés Romero.
En el CEN precisan que el sistema eléctrico ha respondido de buena manera, ‘no observándose restricciones de suministro eléctrico a futuro’.

Diésel podría llegar a representar más del 18% de la matriz eléctrica, muy superior al 8% actual

Se ha debatido si el decreto de racionamiento llegó con seis meses de atraso o seis meses de anticipación. ‘Este decreto se firmó en pleno invierno y previo al período de deshielo, lo cual lo convierte en una medida muy oportuna’, dicen en el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN).

‘Es obvio que la autoridad viene llegando tarde con este decreto y eso queda en evidencia porque el jueves pasado (12 de agosto) se echó a andar la última central de diésel que estaba en condiciones de funcionar. Eso es prueba suficiente de que el problema no será el próximo año, sino que es ahora, con un riesgo evidente en la continuidad del abastecimiento’, dice el exsecretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE) del gobierno de Bachelet, Andrés Romero, quien agrega que la estrechez por la sequía se profundizó por malas previsiones del CEN, que modeló la operación considerando más agua de la que era esperable, dado el efecto del cambio climático, y también contaba con la entrada de proyectos renovables que presentaban retrasos evidentes.

El oficio de la CNE, que justifica la firma del decreto de racionamiento, proyecta que el próximo año la demanda eléctrica del Sistema Eléctrico Nacional crecerá 5,2%, adicional al casi 4% que se incrementaría este año. La energía contenida en embalses no superaría los 70 GWh, considerando las restricciones estacionales de uso que varios tienen. Este volumen es bajo, estimando que solo en un día el sistema consume 230 GWh.

Entre los problemas que enumeran eléctricas están: la falta de agua, el retiro de centrales a carbón, sumado a la falta de gas natural licuado (GNL). La norma de gas inflexible -regulación que le quita la prioridad al uso de centrales que usan GNL- eleva el riesgo de comprar este hidrocarburo que luego pudiera no ser usado, que no se puede guardar y por el que se paga a todo evento.

En su oficio la CNE dice que para este año estaba prevista la llegada a los terminales de regasificación de 22 buques de GNL y a julio se utilizaron 19, lo que deja ‘una cantidad extremadamente reducida de combustible para el próximo período de deshielo’, dice el oficio.

De acuerdo con lo informado por ejecutivos del CEN, algunas eléctricas han logrado volúmenes adicionales de GNL, a un precio que supera los US$ 17 por millón de BTU, muy superior a los US$ 8 por millón de BTU que había hace un año. Para el próximo año no hay certeza, porque justo en septiembre y octubre, cuando se encargan los buques, estará en plena discusión el cambio a la norma del gas inflexible.

Todo esto hace que en octubre el diésel podría llegar a representar el 18,7% de la matriz, muy superior al 7% u 8% actual, según proyecta el CEN. Estos niveles son un desafío, pues si en estos días el consumo de diésel para generación ha llegado a 7 mil m3 por día, poniendo en aprietos la logística de abastecimiento, en octubre ese requerimiento podría superar los 15 mil m3 diarios, volumen que se llegó a usar en 2008, según recuerda el extitular del CEN Daniel Salazar. ¿El problema? Enap le informó al CEN esta semana que podría disponer de 4.800 m3 diarios adicionales para entregar a las distribuidoras de combustibles, lo que sumado a los 7 mil m3 que estas ya con dificultad entregan, deja un faltante de unos 3.200 m3 de diésel que alguien tendría que salir a buscar.

El Mercurio: por JÉSSICA ESTURILLO O.