Energía 2020: Los temas relevantes

El sector de electricidad se encuentra en un período de transición definido por la creciente necesidad de transitar a formas de energía menos intensas en emisiones de CO₂.

En su camino a la descarbonización, Chile se ha visto favorecido por la irrupción de centrales solares y eólicas que con sus bajos costos ― consecuencia de factores internacionales ― han postergado la necesidad de construir nuevas centrales termoeléctricas e hidroeléctricas. Las preferencias han estado por centrales de energía renovable lejanas que requieren de cada vez más costosos sistemas de transmisión. Así, la generación renovable cercana a los centros de consumo, respaldada con sistemas de almacenamiento distribuido, es una opción que empieza a tomar cada día más valor.

Sin embargo, la regulación del sector de electricidad fue concebida hace casi cuarenta años para una realidad algo diferente, con sistemas de potencia definidos por grandes centrales convencionales operando en base, sin metas climáticas y con riesgos mucho mayores para los inversionistas. Esto explica la creciente necesidad de una modernización de algunas de las regulaciones del sector, cuya discusión podría marcar la agenda del 2020.

La Ley Corta de Distribución, estableció la actualización periódica del costo de capital, o tasa de descuento del sector de distribución mediante la metodología de valoración de activos de capital, CAPM por sus siglas en inglés. Esta consiste en estimar un costo de capital en función de la tasa libre de riesgo más un premio por riesgo sistemático, es decir, no diversificable, sujeto a un piso y techo de 6 y 8 por ciento después de impuestos, respectivamente.

Este nuevo valor también podría impactar al sector de transmisión. La valoración anual de los activos existentes de las redes de transmisión, que incluye a la red troncal nacional y a las redes zonales, también se basa en el CAPM, pero tiene como piso un costo de capital de 7% después de impuestos. Es reconocido que la industria de la transmisión tiene un riesgo sistemático inferior al de distribución, de modo que, la coherencia metodológica sugeriría revisar este valor piso¹.

En el primer trimestre el Gobierno enviará el proyecto de Ley Larga de Distribución, que incluirá entre sus propuestas una metodología de valorización de los activos de distribución.

La actual metodología se basa en el cálculo de una empresa modelo o eficiente, la cual incluye sólo los activos necesarios para entregar el servicio de distribución, a mínimo costo y según la calidad y seguridad de servicio impuesta por el regulador.

Bustos y Galetovic (2002) mostraron que la regulación por empresa eficiente que implica tarificar a costo medio de largo plazo, es óptima cuando la empresa se debe autofinanciar; lo que no ocurre con la regulación por tasa de retorno, o por su variante price cap, que son las alternativas más conocidas a la regulación por empresa eficiente².

Al respecto, se ha planteado la necesidad de modificar esta metodología por una basada, más bien, en tasa de retorno. Se argumenta que esta nueva metodología implicaría ingresos más seguros a las distribuidoras, redundando en una mejor calidad de servicio.

Si bien, es efectivo que la calidad del servicio en la distribución de electricidad en nuestro país es deficiente, esta situación más bien sugiere que es la construcción de la empresa modelo la que debiese ser mejorada, lo que no implica un cambio de la regulación. Con todo, de incluirse algún cambio parcial o total en la regulación por empresa eficiente, podría justificarse una revisión del valor piso de la tasa de descuento, a fin de que sea coherente con el riesgo sistemático al que estaría expuesto este sector³.

El proyecto de Ley Larga también abordará el fin del monopolio de las distribuidoras en la comercialización de electricidad en sus áreas de concesión.

Si bien existe consenso en la necesidad de este cambio, de no incluirse una transición hacia una comercialización  competitiva, los clientes regulados no recibirán, al menos, por un buen tiempo, el beneficio de los menores precios en energía, pues su demanda se encuentra comprometida en contratos de largo plazo, a precios sustancialmente mayores al precio spot, costo marginal del sistema.

La revisión de la comercialización también debe promover una competencia justa entre las centrales de energía renovable (ER) lejanas, que involucran costos importantes en transmisión, con las centrales de ER localizadas cerca de los centros de consumo. Con este fin, el Gobierno elaboró una nueva metodología de cálculo del Precio Estabilizado (PE), al cual pueden acceder los pequeños generadores distribuidos en las redes. El nuevo reglamento define un cálculo por bloque horario, que trae como consecuencia una reducción importante del PE en las horas de día. Sin embargo, en la metodología propuesta no son claras las ganancias de eficiencia para el sistema en el largo plazo, y más bien deja en desmedro a la generación distribuida respecto de la generación renovable lejana, pudiendo acarrear mayores costos en nuevos sistemas de transmisión.

Como parte de la agenda de flexibilidad del sistema, el 2020 también traerá una nueva asignación de los ingresos de potencia de suficiencia de los generadores. Estos ingresos se asignan a los generadores según una estimación centralizada de su aporte al abastecimiento del sistema en su condición más exigente.

Si bien, una reasignación de estos ingresos no trae beneficios inmediatos para los clientes finales, implicará transferencias importantes entre los generadores.

La nueva demanda por capacidad más flexible, es decir, que sea capaz de seguir a la energía intermitente y volátil de las energías renovables, sumado a la intención del Gobierno de continuar descarbonizando el sector, serán la clave de la nueva asignación. Así, las expectativas apuntan a una importante reducción de los ingresos de suficiencia de las centrales termoeléctricas a carbón, en favor de una mayor asignación a las centrales de energía renovable (ER) y a las turbinas de partida rápida que operarían como apoyo a la ER. En particular, la asignación de estos ingresos entre las centrales de ER: solares, eólicas e hidroeléctricas, es muy dependiente de la metodología con la cual se mida la suficiencia que estas centrales entregan al sistema, y del criterio con que se seleccione el escenario de máxima exigencia del sistema.

La actualización del precio de la potencia fue una indicación que trató de ser incluida sin éxito en la Ley Corta de Distribución. La tecnología para abastecer la demanda de punta, y los parámetros financieros con que se define el precio de la potencia, datan de varias décadas, lo que podría sugerir la pertinencia de una revisión. Sin embargo, el cliente regulado no verá los beneficios en el corto plazo, pues los actuales contratos de suministro ya tienen definido cuál es el valor del precio de la potencia. Así las cosas, una baja en el precio de potencia sólo traería dividendos a los generadores con déficit de potencia y que deben comprarla en el mercado, los que, en su mayoría, son los mismos que mantienen los contratos de suministro con los clientes regulados.

La entrada masiva de centrales solares y eólicas al sistema, demanda que las centrales termoeléctricas operen de manera más flexible, con variaciones de carga o ciclados. Es así que, otra arista que podría incluir la agenda de flexibilidad, sería una adecuada remuneración de los crecientes costos asociados a estos ciclados⁴ y su impacto en el precio spot del sistema.

• El permanente aumento de las emisiones de CO₂ y el lamentable fracaso de la COP-25 han dejado en claro la ineficacia de la diplomacia en lograr los acuerdos, que se requieren para estabilizar la temperatura.
• La meta de 1.5°C ya no se cumplirá y de continuar la indiferencia de los grandes emisores: China, India y los Estados Unidos, muy probablemente también estará en riesgo la meta de estabilizar la anomalía en la temperatura en no más de 2.0°C.
• Chile está altamente expuesto a los impactos del clima: sequías, escasez de agua, incendios forestales y aluviones, lo que sugiere que es hora de priorizar la adaptación del país y sus redes eléctricas a través de medidas concretas.

La agenda energética de 2020 estará muy activa, sin embargo las prioridades deberían estar en aquellos temas más relevantes para los consumidores, en particular el alto precio de la electricidad que los clientes regulados están pagando en Chile. La liberación gradual de la comercialización con regulación prudencial podría ser un camino a seguir.

Ya es momento de adaptar el país a los impactos que está trayendo el incremento en la temperatura. Es aconsejable avanzar rápidamente en la adaptación de las redes de electricidad del país. Por ejemplo, California ya está tomando medidas de adaptación en sus redes de distribución, mejorando la aislación de los cables, podando árboles, cambiando el tendido a subterráneo o subiendo los cables en zonas forestales. Los incendios en Australia, también están obligando a ese país a tomar medidas similares.

Finalmente, más que el retiro de plantas a carbón que representan un porcentaje muy inferior en la generación del sistema, prácticamente nulo en algunas plantas, la manera eficiente de enfrentar una descarbonización es a través de un precio del CO₂ coherente con la metas climáticas de Chile e incorporándolo en la planificación de la operación de la centrales que elabora el Coordinador Eléctrico Nacional.