El proyecto de ley “Ordenemos la Cuenta” abrió la puerta a revisar contratos de suministro regulado que hoy inciden en el costo de la electricidad para los clientes finales.
En el mercado, la pregunta ya tiene un aterrizaje concreto: qué contratos podrían entrar en esa revisión voluntaria, de qué licitaciones surgieron y qué empresas concentran los acuerdos más relevantes.
La iniciativa no menciona compañías ni individualiza contratos. Lo que propone es habilitar, por una sola vez, un mecanismo voluntario para modificar contratos de suministro vigentes entre generadoras y clientes regulados, con el objetivo de rebajar el componente de energía que pagan los usuarios finales.
Ese punto es el que empieza a ordenar la discusión dentro del sector. Fuentes del mercado consultadas por Energía Estratégica ubican el foco de análisis en contratos adjudicados en procesos anteriores, especialmente entre 2014 y 2016. Pero con una precisión clave: no todos los contratos de ese período tienen el mismo peso ni el mismo perfil de precio.
Los antecedentes públicos de la Comisión Nacional de Energía muestran diferencias relevantes entre esos procesos. El SIC 2013/03-2° llamado, adjudicado el 14 de diciembre de 2014, cerró con un precio promedio de USD 108,2 / MWh para 11955 GWh adjudicados. En cambio, la licitación 2015/02, adjudicada en octubre de 2015, obtuvo un precio medio de USD 79,3 / MWh, mientras que la 2015/01, adjudicada en agosto de 2016, alcanzó un promedio de USD 47,6 / MWh.
Por eso, la lectura sectorial no apunta simplemente a “todos los contratos entre 2014 y 2016”, sino a un universo más específico: acuerdos antiguos, con precios relativamente altos, volumen relevante y años de vigencia por delante.
En ese mapa, el proceso adjudicado en 2014 aparece como el más sensible. Allí figuran contratos como el de E-CL S.A. —hoy ENGIE Energía Chile— por 5040 GWh/año a USD 109,5 / MWh, con inicio de suministro en 2018; Central El Campesino S.A., por 4000 GWh a USD 111 / MWh, con inicio de suministro en 2019; y Consorcio Abengoa, por 950 GWh a USD 114,8 / MWh, asociado al desarrollo CSP/solar que luego quedó vinculado a Cerro Dominador.
El caso de El Campesino es uno de los más ilustrativos para entender el peso de estos contratos. Según antecedentes presentados por la CNE ante la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados, el contrato contemplaba 2000 GWh en 2019 y 4000 GWh anuales entre 2020 y 2033, con un precio ofertado de USD 110,985 / MWh. Además, el suministro alcanzaba a cerca de 6 millones de clientes regulados.
Ese tipo de contratos permite dimensionar por qué la discusión no es abstracta. Una revisión voluntaria que logre impactar sobre acuerdos de gran volumen y precio elevado podría tener efecto sobre la cuenta final. Pero, al mismo tiempo, cualquier modificación requiere cuidar la estabilidad contractual que sostiene el mercado regulado.
En el caso de ENEL, la situación requiere una lectura distinta. La compañía aparece como un actor relevante por volumen dentro del suministro regulado, pero no necesariamente bajo la misma lógica de “contrato costoso” del proceso 2014. En la licitación 2015/01, adjudicada en 2016, la entonces Empresa Nacional de Electricidad S.A. —ex Endesa Chile, luego Enel Generación Chile— se adjudicó 5918 GWh/año a un precio medio de USD 50,7 / MWh, muy por debajo de los valores observados en el proceso SIC 2013/03-2° llamado.
Esa diferencia ordena el mapa de empresas. ENGIE, Central El Campesino/EDF-AME y Cerro Dominador aparecen en la lectura sectorial por contratos antiguos, precios altos o volumen relevante. ENEL, en cambio, entra principalmente por su peso dentro del suministro regulado, no por integrar necesariamente el bloque de contratos más costosos.
El mecanismo que se empieza a discutir no sería una rebaja unilateral. La fórmula que observa el mercado consiste en permitir que una generadora acepte una reducción en el precio del contrato a cambio de extender su duración.
En otras palabras: resignar precio en el corto plazo, pero preservar valor económico mediante más años de vigencia contractual.
“Esto debiese ser algo voluntario porque son contratos de suministro firmados entre privados en los últimos procesos de licitación”, señaló una fuente del sector consultada por Energía Estratégica.
Bajo esa lógica, el punto no estaría en desconocer contratos, sino en construir una negociación con incentivos suficientes para ambas partes.
“Veo valor en que una empresa quiera extender la vigencia del contrato para que pueda apalancar nuevas infraestructuras, por ejemplo, con un precio un poquito más bajo”, planteó.
Seguir leyendo
Desde esa perspectiva, la medida podría tener atractivo para clientes y empresas. Para los clientes regulados, porque una reducción del precio de contratos más caros puede trasladarse a la cuenta final. Para las generadoras, ya que una extensión de plazo puede sostener el valor presente del acuerdo y dar mayor previsibilidad a sus ingresos de largo plazo.
El riesgo para la próxima licitación
La segunda discusión que abre el proyecto está vinculada a la próxima licitación de suministro para clientes regulados. El mercado no solo mira qué contratos podrían renegociarse, sino también qué señal dejará esa revisión para los futuros oferentes.
Chile prepara una nueva licitación de suministro con bases preliminares que contemplan 2.835 GWh anuales y contratos de 15 años. En ese contexto, la forma en que se aborde la revisión de contratos vigentes será observada por generadoras, desarrolladores, bancos y fondos que evalúan volver a tomar exposición a compromisos regulados de largo plazo.
La advertencia de mercado apunta a que la revisión puede convivir con la próxima licitación si se mantiene como un mecanismo voluntario y con incentivos para ambas partes. Pero el efecto puede ser distinto si el proceso se percibe como presión estatal sobre contratos ya firmados.
“Si la medida demuestra ser voluntaria y no tiene al Estado hostigándote en los medios públicamente, pidiendo sentarte a la mesa a negociar, no veo que afecte negativamente a la próxima licitación”, indicó la fuente.
El punto central está en la señal contractual. Si los generadores interpretan que una adjudicación futura puede ser revisada bajo presión política o mediática, el riesgo percibido del negocio regulado podría aumentar.
“En caso contrario, los adjudicados van a pensar que su precio no va a ser firme ni va a estar garantizado en el tiempo”, advirtió.
La próxima subasta llega después de años marcados por desistimientos, mayores exigencias financieras, congestión, vertimientos y dudas sobre el apetito de bancos y desarrolladores para volver a asumir contratos regulados de largo plazo.
En ese escenario, las bases preliminares ya incorporan cambios para mejorar el seguimiento de los proyectos y reducir el riesgo de incumplimientos. Según la fuente consultada, uno de los avances es el acompañamiento temprano de las iniciativas.
“Lo que pasaba era que te dabas cuenta que el proyecto no iba a llegar y por ende la empresa iba a votar los contratos muy tarde”, sostuvo el experto.
Y ejemplificó: “Tú estabas a un año de inicio, no tenías ninguna piedra levantada en el terreno, pero no tenías cómo decirle que no ibas a llegar”.
Por eso, destacó que “ahora las bases contemplan seguimiento desde el cierre financiero”.
Sin embargo, el mercado todavía ve espacio para ajustes. Uno de los puntos pendientes, según la misma fuente, es elevar las garantías para desalentar ofertas especulativas.
La preocupación apunta a evitar que entren actores sin capacidad real de financiar infraestructura y cumplir con el suministro comprometido. “No queremos que vengan especuladores que tratan de ganarse un contrato, después venderlo, y hacer una especie de rotación financiera rápida sin interés de financiar infraestructura para servir los contratos”, advirtió.
En esa línea, considera que mayores garantías podrían funcionar como filtro.
Así, el proyecto “Ordenemos la Cuenta” y la próxima licitación de suministro quedan conectados por una misma pregunta: cómo corregir contratos antiguos que hoy presionan la tarifa sin debilitar la confianza que Chile necesita para adjudicar nuevos contratos regulados de largo plazo.