Introducción

El documento puede ser publicado íntegramente o como extracto en su contexto, previa autorización y mencionando la fuente. Este es un trabajo descriptivo del sistema de precios de la electricidad en Chile, desarrollado por Eclipse Electroconsultores, empresa asesora de grandes consumidores e inversionistas en materias normativas, comerciales y legales del mercado eléctrico latinoamericano.

El sistema general de precios

El sistema de precios para la electricidad vigente en nuestro país ha sido pionero y de imitación internacional desde el año 1982, fecha en la que en Chile se promulga el DFL N°1, Ley General de Servicios Eléctricos, que modifica la anterior normativa existente desde 1959. En el aspecto fundamental relativo a precios se innova fuertemente, pasando entonces desde una normativa basada en costos contables históricos hacia una que reconoce el concepto económico de costos de oportunidad. Así, las tarifas reguladas por un preciso procedimiento legal, son calculadas tomando en consideración los costos futuros de operación y de desarrollo de un sistema eléctrico óptimamente expandido y operado para satisfacer una cierta proyección de demanda eléctrica. Lo anterior provoca un cambio radical en el sistema de precios, ello en el marco de la búsqueda de mecanismos eficientes en la asignación de los recursos. Aún más, lo anterior se hizo bajo el objetivo estratégico de propender condiciones de competencia en el mercado eléctrico, reservando la acción reguladora sólo para áreas de monopolio natural. Para fines de determinación de precios, la Ley vigente distingue entre pequeños y grandes usuarios. Dispone regulación de precios para los pequeños usuarios, definidos como aquellos con una demanda de potencia inferior o igual a 2000 KW, tamaño que es el consumo de un industrial mediano. A este respecto debemos comentar que ya hay proyectos de modificación normativa que reduzcan este tamaño, el que en otros países como Argentina, es ya de solo 100 Kw, tamaño equivalente al consumo de unas 20 viviendas normales. Esta regulación de precios en este mercado es necesaria considerando que los pequeños clientes deben abastecerse forzosamente desde los sistemas de distribución, los que constituyen monopolios naturales pues no se da posibilidades de elección de la compañía suministrador y que por tanto no otorgan mayor capacidad de negociación de precios. Por otra parte, la industria, minería, un hotel, un edificio de oficinas o un centro comercial importante supera fácilmente dicha cifra y, en estos casos de usuarios consumidores mayores de 2000 KW de potencia, la ley dispone ausencia de regulación. Esto significa acordar libremente condiciones de abastecimiento con los proveedores, incluido sus precios de abastecimiento, reconociéndoles a los clientes su capacidad negociadora y asumiendo que estos consumidores siempre tienen acceso a sustitutos, como son la autogeneración, o proveedores alternativos que operen en condiciones de competencia. La regulación de precios aborda el problema de tarificar los dos principales productos de los que consta la electricidad: la Potencia y la Energía. Desde el punto de vista de la física, el primero de ellos refleja la capacidad de hacer un trabajo, en este caso eléctrico. Así, el uso de la Potencia (Kw) en el tiempo, resulta en un flujo que es la energía (Kwhora). Desde el punto de vista económico, las tarifas de la potencia deben reflejar costos fijos, principalmente inversión. En el caso de la energía las tarifas deben reflejar costos variables.

La mecánica de cálculo de precios regulados para la energía

El proceso comienza en un ejercicio teórico, de carácter técnico económico, que hace la Comisión Nacional de Energía (CNE), cuya obligación legal es hacer una planificación indicativa del sector. Este proceso es semestral, se inicia en Marzo y en Septiembre de cada año y culmina con publicación de precios regulados en el Diario Oficial a fines de Abril y de Octubre. Los resultados de la proyección de obras de generación y transmisión que hace la autoridad para prever la oferta NO son obligatorios para los actores del sector, hoy todos privados, y su resultado en cuanto a precios tampoco es definitivo. En efecto, por una parte cada empresa generadora o transmisora puede ejecutar sus propios proyectos y, por otra parte, antes que el Ministerio de Economía emita el respectivo decreto tarifario, debe verificarse el cumplimiento legal de realizar una comparación de los precios teóricos obtenidos por la modelación de la CNE, con el nivel de precios del mercado para que, de resultar ello necesario, ajustar los precios teóricos a una banda de 10% respecto al mercado (representado por el promedio de los precios considerados en los contratos de grandes industriales y mineros). Mencionamos aquí que también se piensa que la amplitud de la banda podría reducirse de modo de acercar más los precios al mercado. Esto, en consideración a la evidencia que tenemos desde 1997 en nuestros sistemas interconectados, en que el ajuste ha actuado permanentemente debiendo ajustarse los precios regulados teóricos al alza hasta quedar en el piso de esa banda. Esto crea una condición permanente de clientes regulados a precios más baratos que el del mercado libre, situación que afecta a más del 50% del mercado y que induce una distorsión de ingresos de generadoras de monto importante. Para el proceso de planificación indicativa, la CNE prepara previsiones de demanda de electricidad para los próximos diez años y ajusta la oferta de centrales hidroeléctricas o termoeléctricas en un proceso de optimización de largo plazo, previsto explícitamente en la legislación. Los datos usados aquí son costos de inversión, de operación y de falla. Aquí, la variable importante que hoy está en discusión y que el planificador puede manejar para efecto precios es la del costo de racionamiento o de falla, que induce a adelantar inversiones en la medida que éste se eleva, tendencia más probable por los sucesos vigentes pero que necesita un fundado informe técnico con la evidencia actual del SIC. El planificador también puede manejar los precios, que suben o bajan según mayor o menor sea la demanda, según su percepción futura de cómo crece el consumo de electricidad. En el pasado, la autoridad ha manejado tasas de 7,5 a 8,5 % anual, la que esta vez debiese reducir en el corto y mediano plazo por las condiciones económicas y políticas vigentes en el país. Sin embargo el informe preliminar que hoy está en discusión considera las mismas hipótesis usadas a inicios de año. Una vez determinada la oferta o plan de obras óptimo, los modelos de la autoridad simulan la operación del sistema eléctrico minimizando sus costos futuros de abastecimiento. En esta etapa participan costos de operación y también el de racionamiento para cada uno de los sistemas eléctricos existentes en el país. El análisis abarca cuatro años para el SIC (Sistema Interconectado Central) y dos para el SING (Sistema Interconectado del Norte Grande) (también para Aysén, Porvenir, Natales y Punta Arenas) y arroja una serie de costos variables de operación, llamados costos marginales, cuya actualización y ponderación por la demanda resulta en el precio de nudo teórico para la energía. Como el procedimiento legal de optimización indica que deben minimizarse los costos de abastecimiento de los sistemas eléctricos, esto naturalmente conduce a una reducción de precios, salvo que alguna de las variables imponga rigideces que incrementen los costos de producción y que no sean compensadas por otras que actúan a la baja. En esta oportunidad y para el sistema SIC, entre las primeras están principalmente la falta de oferta hidroeléctrica en los principales embalses (por la sequía), la ausencia de la central Nehuenco por un plazo aún indeterminado, el eventual desplazamiento de la puesta en servicio de la Central Ralco, el crecimiento de los precios de los combustibles y el tipo de cambio. Entre las segundas está el costo de generación termoeléctrica, fuertemente influenciado por el bajo costo de gas natural argentino. En el caso del SING, la variable relevante es la sobreoferta derivada de 2 gasoductos y de proyectos de generación desproporcionados con la demanda pero que, en todo caso, han sido decididos por las propias empresas competidoras que finalmente serán afectadas por dichas decisiones de irracionalidad de mercado. Los costos operacionales son principalmente combustibles y los derivados de stocks de agua en embalses. Los primeros tienen precios internacionales y los segundos influyen sobre la operación de la parte hidroeléctrica del sistema. Estos últimos también son importantes pues permiten establecer el Valor del Agua embalsada, precio que ha sido de fuerte discusión, particularmente relacionada con la compra de agua de las empresas generadoras a los regantes en los embalses de uso compartido como son la lagunas del Laja y del Maule, hoy con muy bajo volumen embalsado. A este respecto, en el SING no hay casi componente hidroeléctrica, por lo que el efecto del gas natural llegado recientemente abaratará costos y precios teóricos. En cambio, en el SIC podrían modificarse los criterios de operación de los principales embalses, los que influirían en la oferta de corto plazo y por consiguiente también en el cálculo de los precios de nudo. Sin embargo la autoridad no tiene capacidad de modificar dichos criterios, los que normalmente resultan de acuerdos de los Despachos Económicos de Carga (CDEC), entidades en el SIC y en el SING que, conforme a las modificaciones normativas del último año, hoy tienen flamantes equipos técnicos cuya calidad de gestión deberá evidenciarse en el futuro independientemente de los intereses de las empresas generadoras.

Precios regulados para la potencia

Un segundo componente de costo de la electricidad, es la del producto potencia, cuyo uso en el tiempo deriva en el producto anteriormente comentado (energía). Para este producto, los precios regulados se establecen conforme a los costos de inversión de centrales generadoras que, si bien tienen altos costos variables de operación, tienen bajos costos de inversión. La referencia actualmente usada en las fijaciones de precios es la central llamada Turbogas, funcionando con petróleo diesel. Esta componente está también influida por el tipo de cambio el que con ocasión de esta fijación se presentará cerca de un 6,6 % más alto que en la ocasión pasada de Mayo 1999.

Comparación con precios de mercado

Una vez calculados los precios teóricos de potencia y de energía debe verificarse la condición actual del mercado eléctrico. Ello, pues la ley no permite que los precios de nudo resultantes y que deben ser publicados por el Ministerio de Economía en el Diario Oficial, difieran más allá de un 10% de los precios libremente convenidos por los grandes industriales y mineros que negocian libremente sus condiciones con sus respectivos proveedores. Esta verificación se hace para el conjunto del mercado y si resulta que el precio teórico resultante de la modelación, está sobre o bajo la banda de 10% respecto al mercado, entonces el precio teórico se ajusta al límite pertinente. Debido a lo anterior y a la fuerte variación que produjo en el mercado la llegada del gas natural, desde 1997 la precisión metodológica de la ley al respecto ha sido de ejercicio práctico inútil, pues el resultado final de la publicación de precios que hace el Ministerio de Economía está sólo en manos del mercado desde aquella fecha, pues hasta ahora el cálculo teórico ha estado tanto en el SING como en el SIC bajo los niveles de mercado y los valores definitivos de precios válidos han sido definitivamente determinados por las grandes negociaciones libremente desarrolladas por las empresas consumidoras con sus proveedores. Esto se repetirá en esta fijación de Octubre de 1999 y probablemente por uno o dos años más, de no mediar cambios normativos al respecto. Aquí surge entonces un interesante conclusión paradójica pues, cuando las empresas generadoras solicitan a la autoridad modificar sus criterios de cálculo, olvidan que nada menos ellas mismas son las responsables de los niveles de precios del mercado. En efecto, ellas mismas son las que, en sus negociaciones de nuevos suministros, o bien de renegociaciones de contratos, que han realizado los últimos años, han establecido las condiciones de precios con sus grandes clientes, condiciones que la normativa eléctrica exige tomar en cuenta y que entonces a su vez arrastran con su suerte a los precios regulados. Es así entonces que, en esta oportunidad de Octubre 1999, los precios regulados que punlique el Ministerio de Economía en el Diario Oficial seguirán , en la práctica, la misma suerte de los efectos del promedio de negociaciones de clientes libres, celebradas en el transcurso de 1999. Se confirmará así una vez más, que el trabajo metodológico desarrollado por CNE conforme a la ley queda superado por la condición real del mercado de los grandes clientes consumidores de electricidad, como los son las grandes empresas mineras de cobre, hierro y cemento, las empresas del sector papel y celulosa, la petroquímica y otras.

Precios a los pequeños consumidores finales

Lo descrito anteriormente permite determinar los Precios de Nudo, los que son precios máximos que la regulación establece válidos para las ventas que las empresas generadoras hacen a sus clientes distribuidores, los que, a su vez, agregan a estos Precios de Nudo la componente del Valor Agregado de Distribución, cifra que es parte de la regulación de precios que se hace cada 4 años y que sigue los principios de simular una empresa modelo eficiente para establecer sus costos. Así, la suma de precios de nudo y de valores agregados de distribución determina los precios finales a los pequeños consumidores los que, si bien no tienen posibilidades de elección de un proveedor, si tienen posibilidades de elegir un tipo de tarifa según sea su propio perfil de consumo, elección que muchas veces es de alta rentabilidad para el consumidor. En todo caso, la fijación de precios de nudo que hemos descrito, justifica más del 40% del precio final, lo que implica que cualquier variación importante en estas fijaciones tarifarias de cada 6 meses es de alto efecto en todo consumidor.