El Diario Oficial publicó hace poco la ley de Protección Tarifaria Eléctrica, y una de sus banderas es la renegociación voluntaria de contratos de suministro. La idea puede parecer razonable. Pero antes de dar por sentado que sus resultados serán favorables hay que preguntarse algo básico: ¿quién está sentado a la mesa y qué información tiene? ¿Cuál será la nueva moneda de cambio que permitirá que esto por fin ocurra? Porque si la historia del sector eléctrico nos enseña algo, es que cuando se tocan los contratos sin mayor transparencia, el consumidor final termina pagando la cuenta.
Hagamos un poco de historia.
En el año 2004, con la Ley Corta I (Ley N.° 19.940), se modificó la forma de calcular el precio de nudo respecto a la banda de mercado. Se disminuyó “la discrecionalidad del Estado”: la tolerancia de desviación entre el cálculo de la autoridad – que fijaba el precio en base a simulaciones- y el “precio de mercado” pasó de un 10% a un 5%. Esto modificó contratos vigentes por la vía legal, ya que la forma de determinar el precio cambió. Luego, a fines de 2004, vino la salida del gas argentino y, a inicios de 2005, con la Ley N.° 20.018 se volvió a ajustar el algoritmo, esta vez fijando un máximo del 30%. El resultado fue que los clientes regulados absorbieron el shock con un incremento del 30% en el componente de generación. La contratación de gas la hacían los privados, no el Estado; el riesgo era de ellos, pero la factura llegó a nuestras casas.
La Ley N.° 20.018 liberalizó el precio de nudo, quitándole esa responsabilidad al Estado, e hizo que, desde 2010 en adelante, los generadores comenzaran a fijar sus propios precios mediante las licitaciones de suministro. Por otra parte, ante la vorágine de los precios altos por el corte de gas desde Argentina, los clientes libres, asustados, quisieron pasarse a regulados, y el límite de potencia para hacerlo subió de 2.000 a 5.000 kW. Es decir, los contratos eléctricos en Chile ya se han modificado varias veces y no es un territorio virgen, sino un terreno donde el consumidor ha salido perdiendo en casi todas las oportunidades.
Las primeras licitaciones de suministro fueron un éxito: los precios bajaron y la competencia funcionó; pero luego los precios se dispararon. Posterior a la Ley Corta II (Ley N.° 20.018), vino la Ley N.° 20.805 de 2015 y la Ley de Transmisión N.° 20.936 de 2016, que trataron de mejorar las condiciones de competitividad para optimizar los resultados de los procesos de licitación, y eso se confirmó. En 2014 se empezó a discutir la interconexión SIC-SING y algunos clientes libres comenzaron a rechazarla. ¿Por qué? Porque el mercado no estaba funcionando como se prometió, o porque tendrían que compartir los beneficios de la oferta solar barata con el resto del país.
Entonces, frente a estos ejemplos -y ni siquiera hablamos de los PMGD-, cuando hoy se habla de renegociar contratos, nosotros preguntamos: ¿sobre qué base? ¿Quién ha revisado la rentabilidad real de los generadores? ¿Qué se les prometerá esta vez para que sí accedan, si hace no poco tiempo se negaron?
Lo que nos preocupa es que podamos estar frente a soluciones de corto plazo que pueden afectar a largo plazo. Si se renegocian contratos sin la presencia de los consumidores en la mesa y un análisis técnico serio de cuánto ganan los generadores, si se prometen rebajas que luego se traduzcan en mayores costos para el usuario, si se modifican reglas sin entender cómo funciona el mercado real, entonces dentro de unos años estaremos discutiendo otra ley de emergencia para arreglar lo que esta ley no supo prever.
Los elementos que necesitamos ante esta renegociación son claros: participación de los consumidores, transparencia en los contratos, revisión de la rentabilidad real de los generadores, análisis técnico de cuánto cuesta producir la energía y cuánto se está cobrando, y garantías de que lo que se prometa hoy no termine afectando a los consumidores mañana. Sin eso, esta renegociación será solo otra página más en la larga historia de reformas eléctricas que sonaron bien pero terminaron mal.
