Por: Juan Manuel Contreras Sepúlveda , Gerente CT Energía y Ex Secretario Ejecutivo CNE

Hemos leído en las noticias que dos empresas generadoras ERNC, que el año 2016 se adjudicaron contratos de suministro eléctrico con las empresas distribuidoras, que comenzaron su vigencia en enero de 2021 y deberían extenderse hasta el año 2040, han declarado que no podrán continuar pagando las transferencias económicas asociadas a dichas obligaciones, por lo que no seguirán haciéndose cargo de sus contratos.

En la comunicación de una de las empresas se advierte que serían varias las compañías en similar situación, las que también podrían dejar de cumplir sus contratos.

Entonces, la pregunta es:

¿Cómo puede ser que empresas que ya están en operación, para servir su contrato deban generar toda la energía de la central y, aun así, deban pagar una cantidad adicional relevante?

Lo anterior se debe a la forma en que funciona comercialmente el sistema eléctrico en Chile, donde el saldo neto positivo o negativo de una empresa, depende del precio al que se ha suscrito el contrato y los costos marginales en los puntos (nudos) donde se conecta la central (barra de inyección) y donde se conecta el cliente (barra de retiro).

Así, lo primero que se debe entender es que en un contrato un generador no vende la producción de energía de su central al precio que realiza la oferta. Lo que realiza es una doble operación comercial:

• Vende la energía generada por la central al costo marginal de “la barra de inyección”, que es el punto del sistema al que está conectada.

• “Compra” la energía de su contrato al costo marginal de la “barra de retiro” y vende esa energía al precio que pacta en su contrato.

En consecuencia, el saldo neto para una empresa será lo que cobra por su contrato (precio de la licitación), más lo que recibe por su generación (costo marginal en “la barra de inyección”), menos lo que debe pagar por los “retiros” del contrato (costo marginal en la “barra de retiro”).

• Las empresas que han declarado no seguir con sus contratos tenían precios de la licitación, que indexados a la fecha son de 35 US$/MWh y 56 US$/MWh.
• La energía generada por las centrales ha sido valorizada a costos marginales bajos, muchas horas ha sido cero, además, no toda la energía que pueden producir puede ser recibida en el sistema (vertimiento).

• Estas empresas durante el año 2022 han debido “comprar” la energía para sus contratos a un precio sobre 90 US$/MWh.

Así, los saldos netos totales han sido negativos, lo que significa que las empresas deben pagar por tener sus contratos a los precios que licitaron.

El principal problema, por lo que este balance ha sido negativo, es la diferencia que ha existido (y que debiera permanecer por varios años), entre el costo marginal en la barra de retiro del contrato y el costo marginal en la barra de inyección de la central.

Hoy, el Norte Grande, que es la zona donde se conectan ambas centrales, tiene una capacidad instalada en centrales ERNC que excede bastante la suma de lo que se consume en esa área más lo que las líneas existentes pueden transportar hacia la zona central, lo que explica los bajos costos marginales para la inyección.

El punto de retiro o de venta de los contratos está ubicado en la zona central, cerca de Santiago, donde la sequía más los altos costos de los combustibles explican los altos costos marginales que han debido enfrentar las empresas durante el año.

Así, la pregunta final, es si el balance negativo para la empresa era inevitable dadas las condiciones del sistema y de la licitación, donde debieron definir los precios con más de seis años de antelación.

En primer lugar, las condiciones de operación de las líneas congestionadas, que no pueden transportar toda la energía que es posible producir en el Norte Grande, eran más o menos esperables para este año, aunque ello no dependiera directamente de la propia empresa que licita, si no, de la instalación de las otras centrales, porque la cartera de proyectos daba una señal. En segundo lugar, la sequía ha sido un fenómeno persistente en el país desde hace una década, por lo que debería haber sido considerada. El tercer factor, los altos precios de los combustibles durante el año 2022, es el más impredecible y es probablemente el factor más relevante para la definición de los costos marginales en la zona central. Hay otros factores más estructurales que también han influido como el retiro de las centrales a carbón, en especial las de la zona central y sur.

Los dos contratos en cuestión representan un bajo porcentaje de los volúmenes totales contratados (app. 2,3%), y su reemplazo por los otros contratos existentes producirá un incremento marginal en el precio de referencia para clientes regulados (Precio de nudo promedio). No obstante, el tema más relevante es jurídico, sobre cómo resolverá la autoridad, por cuanto hay otros generadores con contratos en situaciones similares, donde al final se resume en que la empresa vale más sin el contrato que con él.