Rodrigo Castillo: «Resulta evidente que el modelo marginalista actual del mercado mayorista requiere una revisión»

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Rodrigo Castillo, director académico del Magister en Regulación Económica de la Universidad Adolfo Ibáñez y socio de Táctica Abogados Consultores, conversó con ELECTROMINERÍA sobre las medidas de la Agenda de Transición Energética; los cambios que se le deberían aplicar al mercado mayorista eléctrico; y sobre las medidas que se debiesen tomar a nivel regulatorio.

Respecto a la reforma a la distribución, el académico y experto en temas regulatorios manifestó que «sabíamos hace ya más de 10 años que no sería posible avanzar en la transición energética o mejorar la calidad de servicio de la distribución eléctrica sin una reforma integral al sector; agregando que «la última fijación tarifaria en distribución, con el tratamiento que se terminó dando a la calidad de servicio ha sido de algún modo la guinda de la torta para demostrar hasta que punto el modelo esta obsoleto y debe ser modificado con urgencia».

¿Cómo evalúa las medidas de la Agenda de Transición Energética para ver cambios al mercado de corto plazo?

Antes que todo, creo que es imprescindible el que podamos consensuar un diagnóstico común acerca de la verdadera situación que afecta al sector. Me parece que la agenda refleja diferencias significativas de diagnostico entre lo que está viendo la industria renovable, el ministerio y probablemente también otros actores clave como el coordinador (CEN) o las empresas incumbentes. Pero más allá de las discusiones legítimas sobre las causas, responsabilidades y posibles soluciones, existen datos objetivos que deben ser considerados. Por un lado, se evidencian los «windfall losses», es decir, las pérdidas relacionadas directamente con eventos imprevisibles en el momento en que las ERNC tomaron sus decisiones de inversión, como la falta de diseño con holguras de la transmisión, tal como lo explicaba el ex ministro Pacheco en un programa de televisión al señalar la necesidad de utilizar la ley existente. Asimismo, es un hecho que actualmente existen empresas incumbentes que se están beneficiando de los llamados «windfall profits». En este sentido, hubiera sido esperable que, junto a las medidas a largo plazo planteadas en la agenda, se presentara una propuesta de mecanismo de corto plazo que equilibrara la relación entre las ERNC y las empresas incumbentes, utilizando parte de los recursos de los «windfall profits» para compensar los «windfall losses». Existen diversos mecanismos posibles para abordar esta situación.

A su juicio, ¿Por dónde deberían ir los cambios al mercado mayorista eléctrico?

A estas alturas, resulta evidente que el modelo marginalista actual del mercado mayorista requiere una revisión para abordar de manera adecuada el aumento en la penetración de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) variables. A nivel internacional, se han discutido varios modelos de mercado mayorista como posibles alternativas al modelo marginalista. Uno de los modelos debatidos es el de capacidad, que busca incentivar la disponibilidad de generación más que la energía efectivamente generada. Otro modelo es el de precios administrados, en el cual se establecen precios máximos y mínimos para la energía generada. Esto busca evitar los precios marginales cercanos a cero, pero también implica desafíos complejos de administrar.

En el caso de Chile, parece que se ha optado por estudiar un modelo de subastas para la contratación de energía renovable. Sin embargo, al considerar esta opción, debemos tener en mente varios aspectos importantes. En primer lugar, se debe garantizar un proceso de subastas transparente y equitativo, que fomente la competencia y evite la concentración del mercado. Además, se debe considerar la importancia de costos auditados y la necesidad de salvaguardar la diversidad de actores y la participación de nuevos competidores.

Ha quedado congelada la reforma a la distribución, ¿Qué medida prioritaria se debería tomar para este segmento en el corto plazo?

Si me preguntas, ese es uno de los grandes pendientes de nuestro sector. Sabíamos hace ya más de 10 años que no sería posible avanzar en la transición energética o mejorar la calidad de servicio de la distribución eléctrica sin una reforma integral al sector. Dos gobiernos completos se abocaron a analizar esta reforma, se contrataron universidades, se realizaron procesos participativos con la sociedad civil, se llegó a tener extensos estudios consensuados sobre la reforma e incluso la misma está comprometida como exigencia en un transitorio de la ley corta de distribución del año 18, y sin embargo aun no se avanza. La última fijación tarifaria en distribución, con el tratamiento que se terminó dando a la calidad de servicio ha sido de algún modo la guinda de la torta para demostrar hasta que punto el modelo esta obsoleto y debe ser modificado con urgencia.

Los aspectos críticos en mi opinión dicen relación con el modelo tarifario en si mismo, y la necesidad de avanzar a un modelo moderno, más similar al de países desarrollados, como es el caso del modelo inglés, que permite por una parte generar incentivos a inversiones en calidad de servicio e integración de recursos distribuidos y eficiencia energética, y por la otra remunera las inversiones reales de las empresas en lugar de usar una empresa modelo inexistente pero, peor aun, imposible de replicar en la práctica por la empresa real.

Han surgido voces en el Congreso para eliminar el cobro de la tarifa invernal, ¿qué le parece la propuesta; tendría algún impacto para la distribución?

Más allá de los efectos que una medida así pudiera tener en una industria, es importante entender cual es la lógica de esta tarifa, para entender que su eliminación en rigor perjudica a los más pobres y beneficia a los clientes de mayor consumo. Los recargos por tarifa de invierno en la electricidad son un mecanismo utilizado en muchos países para ajustar los precios de la energía eléctrica durante los meses de mayor demanda y menor disponibilidad de recursos energéticos. Estos recargos se aplican con el objetivo de reflejar los mayores costos asociados a la generación y distribución de electricidad durante la temporada de invierno.

La lógica detrás de los recargos por tarifa de invierno se basa en la oferta y demanda de energía eléctrica en periodos específicos del año. Durante el invierno, la demanda de electricidad tiende a aumentar debido a factores como el uso intensivo de sistemas de calefacción, lo que genera una mayor presión sobre la infraestructura energética. Este recargo se aplica solo a los clientes de mayor consumo para desincentivar en efecto el uso de energía en la época de mayor demanda, pues en caso contrario estos sobre costos tendrán que ser distribuidos entre todos los clientes y no entre los que consumen más.

Una excepción a la lógica de los recargos por tarifa de invierno en la electricidad se presenta cuando se implementan políticas de incentivo al reemplazo de combustibles contaminantes para calefacción, como leña o parafina. En estos casos, es justificable establecer tarifas especiales y un régimen de incentivos con fines ambientales y de salud de la población.

En zonas como el sur de Chile, donde se han llevado a cabo campañas de recambio de tecnología para promover el uso de sistemas de calefacción eléctricos y más limpios, es importante considerar las necesidades específicas de estos clientes. Si no se ofrecen tarifas atractivas y un entorno propicio para el uso de calefacción eléctrica en invierno, podría comprometerse el éxito de estas iniciativas de reemplazo de combustibles contaminantes.

En lo que resta del año, a su parece, ¿qué otra medida debería tomarse a nivel regulatorio en el sector eléctrico?

Cuando uno se refiere a muchos temas al final se pierde la idea de prioridad, por lo tanto me quedaría solo con dos prioridades: 1) medidas para mejorar la situación de las ERNC y 2) una reforma a la distribución completa, estructural y urgente.