La proyección de los proceso de licitación a efectuar durante los próximos cuatro años incluida en el último Informe de Licitaciones de la CNE establece un volumen de energía a licitar total de 11.580 GWh/año, lo que alcanzaría a cubrir el suministro regulado en su totalidad aproximadamente hasta el año 2032.

Por otro lado, el Ministerio de Energía ha levantado iniciativas en pos de modernizar del sector de distribución, buscando la redifinición del segmento de distribución como servicio público, protección al usuario final, calidad de servicio y gestión de la información, apertura de competencia en beneficio de los consumidores, comercialización y nuevos servicios.

Al respecto de estos últimos puntos, cabe la duda de si existirán condiciones para permitir la apertura efectiva del mercado. Lo anterior ya que mientras se cubre el 100% de las necesidades de los usuarios regulados mediante licitaciones de largo plazo, se complejiza el escenario para la incorporación de competencia sin entrar en conflicto con los volúmenes de energía adjudicados.

Durante los últimos años hemos visto los efectos, adversos y favorables, que estas licitaciones pueden tener. Por un lado, se encuentra la dificultad de acertar a las necesidades efectivas de energía a suministrar, dando espacio a la falta o la excedencia de energía.

Por ejemplo, en 2021 se espera utilizar solo un 66% de la energía contratada. Por otro lado, las licitaciones permiten promover la expansión de la oferta, generar mayor competencia dentro del mercado, reducir los costos marginales sistémicos e indirectamente fomentar mayor liquidez en el mercado libre.

Sin lugar a dudas las modificaciones a la LGSE introducidas por la Ley N°20.805 fueron exitosas, aun así, es posible perfeccionar las licitaciones de suministro.

El proyecto de portabilidad por ejemplo, modificaba el artículo 135 bis de la LGSE, con el objetivo de entregar mayor libertad a la CNE a través de licitaciones más dinámicas.

A esas mejoras proponemos agregar: (i) la obligación de que los contratos definidos como de largo plazo solo puedan ser adjudicados a proyectos nuevos; (ii) considerar el impacto en los costos sistémicos de aspectos como la ubicación de un proyecto o de la capacidad de este de mejorar el factor de utilización de una línea de transmisión; (iii) incluir la posibilidad de subastar la energía contratada en exceso de manera de asegurar la estabilidad financiera de los proyectos adjudicados; y finalmente, (iv) un cambio de paradigma, al reemplazar el objetivo de cubrir el 100% de la demanda regulada en el largo plazo por la búsqueda y mantención de un nivel de costo marginal de largo plazo dentro de un rango de tolerancia.

Creemos que con lo anteriormente expuesto, el regulador tendrá potentes herramientas para lograr mantener estabilizadas las tarifas eléctricas sin, necesariamente, continuar manteniendo como rehenes a parte de los usuarios finales para lograrlo, evitando el arbitraje entre regímenes regulado y libre.

Sebastián Novoa, presidente de ACEN

Revista Electricidad