Los ingresos tarifarios (IT) se han tomado parte de la agenda de las conversaciones del sector debido a la reasignación que propone el proyecto de ley (PdL) de transición energética de la denominada agenda de 2° tiempo del Ministerio de Energía.
Hay quienes argumentan que los IT son propiedad de los clientes (la demanda) y que la redistribución propuesta sólo implicará un aumento en las facturas de electricidad.
Algunos actores han estimado que es un mochila para el cliente final y otros que es un salvataje.
Lo cierto es que es un tema efervescente que fue expuesto este martes 8 de agosto en el webinar organizado por ACEN denominado "Los ingresos tarifarios y su nueva relación con los usuarios finales.
En la exposición que realizó Rodrigo Quinteros, Socio Fundador de Moray Energy, señaló que "la actual modalidad de asignación de IT puede derivar en un decaimiento de la intensidad competitiva en el mercado de PPAs y terminar inhibiendo la oferta de PPAs en base al desarrollo de proyectos de nuevos entrantes y/o tender hacia una consolidación de la oferta.
Esto puede conducir a un equilibrio subóptimo de oferta y precios.
Lo anterior justificaría una modificación en la línea propuesta por el PdL que tiende a mitigar el riesgo de IT extraordinario.
Según Quinteros, el mecanismo de reasignación de IT debiera limitarse a suministradores que usan la red de transmisión para entregar precios más competitivos a los usuarios finales absorbiendo el riesgo de IT extraordinarios.
Lo anterior porque la redistribución de IT sólo se justificaría si los suministradores están asumiendo el riesgo de desacoples sin transferir primas a los usuarios por este concepto.
Además, agregó que el PdL busca alinear la asignación de los IT con quien asume los riesgos de comercializar usando el sistema de transmisión y alejarlo del concepto de pago del VATT (Cobertura de Riesgo vs.
Descuento).
Sin embargo, "la reasignación de IT no resuelve la reducción de inyección producto del régimen de vertimiento por saturación del sistema, o el riesgo de valorización de aquella parte de la energía producida pero no contratada.
Sigue siendo muy relevante una expansión eficiente y oportuna de sistema de transmisión, lo que podría eliminar el riesgo de IT extraordinario.
Con esto último toda la industria parece estar de acuerdo.
Al respecto, Daniela González, Socia Fundadora de Domo Legal, comentó que "lo que se tiene que poner sobre la mesa son todos los costos que en definitiva están recayendo en la mochila del consumidor, de manera que tanto el desarrollo de la transmisión, la forma de operación, el mercado de servicios complementarios, etc., todos los componentes que en el fondo impactan en la cuenta final del cliente tengan una mirada de eficiencia que permita en su conjunto ofrecer a los clientes finales precios que sean realmente competitivos.
En tanto Paola Hartung, Directora de Asuntos Regulatorios en AES Andes, introduce la variable de la descarbonización acelerada "en paralelo a lo lento que es la transmisión, se acelera el proceso de recambio tecnológico y eso en sí es un desafío independiente del nivel de contratación que tengan las empresas que existan en el mercado chileno. SALVAVIDAS Y DESACOPLES Algunos actores sostienen que hay un grupo de empresas cuyas previsiones no fueron las que preveían y aún más, se preguntan si es correcto corregir algo que podría ser transitorio a través de este proyecto de ley.
Para Quinteros "el enfoque que tenemos es que efectivamente aquí hubo errores.
Parece ser más eficiente no pedirles a los generadores que incorporen esta prima de riesgo en el precio en pos de maximizar la competencia en el mercado.
Según el expositor, "parece razonable la idea de tratar de definir alguna fórmula, puede ser la del Gobierno u otra, en que los ingresos tarifarios por congestión vayan más asociados a quienes corren los riesgos de comercializar a través del sistema de transmisión, más que los que pagan y lo vemos más como una definición de fondo, no como un problema para resolver la situación de una empresa en particular.
La fundadora de Domo Legal enfatizó que "se tiende a hacer un cambio permanente motivado por una situación coyuntural.
Si hay una medida de corto plazo que quiere resolver el estrés financiero de algunas empresas que ofertaron en ciertas condiciones y que pudiesen no haber tenido las condiciones para evaluar todos los riesgos nodales que existían, entonces sinceremos que eso es, puede tener valor y puede ser necesario adoptarla como una medida al menos de aquí a que ingrese Kimal-Lo Aguirre.
Por otro lado, algunos se preguntan si es razonable tener cero desacople.
Para Hartung, la planificación de la transmisión tiene que hacerse para minimizar el costo de operación y falla del sistema, "eso no implica que uno tenga que reducir los vertimientos a cero.
Creo que es importante atacar el problema de raíz, más allá de la sobre oferta, gestionarla con sistemas de almacenamiento o una mejor localización de la nueva oferta de renovable que se va a instalar, darle más intensidad al eólico nocturno, por ejemplo.
Pero también resguardar la aceleración de las obras de transmisión vigentes porque la propuesta del proyecto de ley de la reasignación de los ingresos tarifarios tal vez sea tapar el sol con un dedo por un rato.
Al respecto, Quinteros comentó que "si el PdL logra reducir el riesgo de desacoples para los suministradores (PPA), podría mejorar la intensidad competitiva y aportar a una reducción de Prima que supere el actual descuento del IT, en pro de los usuarios.
Bien implementado el proyecto de ley, según el fundador de Moray Energy, podría mejorar las condiciones de comercialización para agentes que tienen menos capacidad de gestionar el riesgo de congestión (o de IT extraordinario) y reducir el costo de suministro de los usuarios.
"Se espera entonces que los cambios propuestos por el PdL asociados a la reasignación de IT y otros (almacenamiento), debieran ser clarificados antes de la presentación de ofertas en la próxima licitación para usuarios regulados que se estima para diciembre de este año.
Por Energía Estratégica
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