Los clientes regulados de electricidad -entre los que figuran todos los hogares del Sistema Eléctrico Nacional, que va entre las regiones de Arica-Parinacota y Los Lagos, donde reside el 98% de la población del país- verán alzas en sus cuentas de luz.
De acuerdo con una estimación de la consultora EcomEnergía Chile, esta alza podría llegar a 18%, considerando la combinación de varios efectos, entre los que destaca la evolución de factores como el Precio de Nudo Promedio (PNP), como se llama al valor en pesos de la energía pactado en dólares entre distribuidoras y generadoras en las licitaciones de suministro y al que se le suman otros factores (ver recuadro).
Sobre el primer punto, Sebastián Novoa, director ejecutivo de EcomEnergía, dice que el cálculo efectuado por la Comisión Nacional de Energía (CNE) en enero arrojó incremento en el precio promedio de los contratos entre distribuidoras y generadoras por sus fórmulas de indexación y que para algunas distribuidoras implicó alzas de hasta 15%.
A esto se sumó el inicio de la obligación de suministro de contratos de largo plazo suscritos en la subasta que se adjudicó a fines de 2014. Pese a que este proceso fue el primero que viabilizó la participación de energías renovables -como eólica y solar-, estas fuentes que usualmente tienen un menor costo operativo y de desarrollo no fueron suficientes para evitar que el precio de adjudicación superará los US$ 100 por MWh, un nivel muy superior a la media de US$ 47 de una subasta posterior.
«En las planillas publicadas por la CNE, se observa un aumento del PNP del SEN del orden del 10% con respecto a julio 2018. Esto se explica, principalmente, por la entrada en vigencia de los contratos de las empresas El Campesino, Norvind y Abengoa, los cuales presentan precios de energía indexados a enero 2019 entre US$ 100 y US$ 120 por MWh», dice Rodrigo Jiménez, gerente general de la consultora Systep.
El ejecutivo añade que este incremento se explica también por el aumento del 6% del tipo de cambio respecto del cálculo de julio de 2018. Precisa, a su vez, que su impacto en el costo final dependerá de muchos factores, como la ubicación geográfica del cliente. «La variación del PNP anterior afecta a una proporción que va entre el 40% y 60% de la boleta final, la que corresponde sólo a energía y no a toda la cuenta, la que suma cargos por transmisión, distribución y otros».
La CNE dice que «está el Informe Técnico Definitivo del PNP de enero en la página de la CNE y efectivamente, este considera la entrada en vigencia de los contratos últimos de precios en torno a US$ 100 por MWh licitados a fines de 2014». Añade que el decreto respectivo está en tramitación en la Contraloría General de la República, por lo que su efecto final en la tarifa se conocerá cuando esta tome razón.
Novoa agregó que el factor que marca la gran diferencia entre el cálculo de julio del año pasado, que entró en vigencia en octubre, cuando el decreto anterior salió de la Contraloría, fue la aplicación de un nuevo sistema de Ajustes y Recargos, que vino a regular y hacer menos volátil el sistema de reliquidación (a favor o en contra de los clientes) por la habitual aplicación retroactiva de las tarifas. En julio estas bajaron 7%, por una indexación favorable de los contratos y el efecto del tipo de cambio.
En lo venidero, precisa Jiménez, y a diferencia de lo proyectado en su momento por el exministro de Energía Máximo Pacheco, el efecto de las licitaciones recientes, a precios más bajos que los históricos, no se verá en 2021 cuando esos convenios entrarán en operación, sino que «esos valores se verán amortiguados por la existencia de otros contratos de energía a precios mayores, así como el efecto de otros componentes, como el IVA, cargos por capacidad, costos de distribución y transmisión, entre otros». (Fuente: Economiaynegocios.Editado por S.R. Comunicaciones).
