(Revista Electricidad)Bastante se ha hablado en el último tiempo sobre la introducción del comercializador de energía eléctrica, figura que existe en Inglaterra, España y Colombia desde hace algunos años y que en Chile no existe de manera formal.
Aunque la figura del comercializador se conoce hace tiempo, el tema sobre su posible introducción al mercado eléctrico chileno volvió a tomar fuerza el pasado 21 de mayo, cuando el Presidente Sebastián Piñera anunció la posibilidad de crear un multicarrier eléctrico. “(Hay que) hacer más competitiva la distribución en el sistema eléctrico, considerando la posibilidad de crear un muticarrier eléctrico, que otorgue a los consumidores mayores opciones para elegir a sus generadores de energía”. En los días siguientes, el entonces ministro de Minería y Energía Laurence Golborne señaló que el multicarrier aumentaría la competencia y bajaría los costos de la energía. Incluso, el Ministerio de Economía, con el Programa “Impulso Competitivo”, publicó el 17 de mayo pasado la modificación en la distribución de electricidad para rebajar costos mediante la opción de comercializadores.
El concepto de multicarrier es usado con frecuencia entre consultores y abogados en temas de energía para referirse al exitoso caso que, durante la segunda mitad de la década de los años 1990, trajo competencia y bajos precios al mercado de las telecomunicaciones. En otras palabras, decir multicarrier para referirse a la comercialización es hablar de una apuesta que en primera instancia se visualiza como positiva para el mercado de la energía.
Para introducir este cuarto actor en el mercado eléctrico chileno, es necesario un cambio estructural de la normativa y el mercado, según adelantan algunos expertos. Y la tarea no es para nada sencilla: «No están identificadas las empresas comercializadoras, aun cuando existe algún grado de comercialización en Chile», dice Alejandro Vergara, profesor titular de Derecho Administrativo de la Pontificia Universidad Católica de Chile y socio fundador de Vergara y Cía. «La comercialización no está restringida a las empresas generadoras, la comercialización es una actividad libre que cualquier agente económico puede desarrollar», dice.
«¿Cómo se produce legalmente la comercialización? En primer lugar, la comercialización de generadoras, la cual es la más tradicional y es la que ocurre en Chile. Esa comercialización la realizan las generadoras a distribuidoras en licitaciones, eso da seguridad y por cierto está regulado pensando en los consumidores finales. También se da la comercialización a clientes libres, aquellos clientes que por su tamaño pueden negociar en condiciones igualdad. Y también hay comercialización en la interconexión y la venta a otras generadoras», dice Vergara. De todas formas, adelanta que se puede comercializar de otros modos, aún cuando no esté regulado a través de normas específicas. Existe comercialización de compra y venta de energía, esto está presente en el mercado.
La comercialización en el extranjero
Básicamente, el comercializador es un agente económico que realiza una intermediación entre los productores de un cierto servicio o producto y los consumidores finales. La figura del comercializador existe desde hace algunos años en Europa y en Colombia con diferentes resultados.
Por ejemplo, en Colombia, el margen del comercializador tiene un componente fijo (regulado) y otro variable en función de la demanda; los márgenes actuales del negocio rondan entre el 2% y el 5% de la tarifa final. En el mercado colombiano hay 85 comercializadores registrados, de los cuales 69 transan y 32 son independientes. Actualmente, por exposición a bolsa han quebrado cuatro comercializadores, y seis están en proceso de retiro.
En el caso español, se hizo una gran reforma al sistema eléctrico. Para los clientes finales, existe la posibilidad de transformarse en clientes libres a partir de 2009. Para clientes con capacidades de consumo inferiores a 10 kW, existe la opción de transformarse en cliente regulado, con un subsidio para clientes con capacidades de consumo mayores a 3 kW. Los márgenes del mercado de comercialización español rondan el 40% promedio, de acuerdo al último trimestre 2010. De todas maneras, existe una alta concentración de mercado, ya que el 90% de la energía es abastecida por tres empresas comercializadoras tradicionales (monopolios regionales y con empresa de generación de respaldo).
En el caso de los clientes del Reino Unido, el precio es libre para el usuario final, aunque el regulador está en estos momentos tomando medidas por la falta de competencia en el suministro y poca transparencia en el margen. En términos de competencia, los comercializadores externos fuera de la zona de concesión del distribuidor tienen tarifas más bajas, cercanas al 3% y 10%. La concentración del mercado es alta, ya que los nuevos actores incorporados recientemente tienen sólo el 0,3% de la participación y los comercializadores locales poseen el 40% del mercado en su región.
Mercado potencial en Chile
De acuerdo a datos de la consultora Systep, las ventas de energía en 2010 en el Sistema Interconectado Central (SIC) y el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) ascendieron a 59.190 GWh. De ese total, 16.905 GWh provienen de los dos sectores con mayor potencial para la introducción del comercializador de energía: clientes residenciales y comerciales (regulados), los cuales suman 5.387.729 clientes entre ambos.
Según el análisis de la consultora, tanto generadores como distribuidores pueden dedicarse a la actividad de comercialización. Para crear la figura de comercializador en estos actores, se pueden dar dos alternativas: por un lado, la separación total entre distribuidor-comercializador (en este caso, se debería crear un comercializador de transición mientras caducan los contratos vigentes) o separación parcial distribuidor-comercializador con separación operacional, contable y jurídica.
Sebastián Mocárquer, de Systep, sostiene que lo ideal sería mantener la estructura del mercado actualmente vigente (tipo pool). Si la alternativa elegida es la separación total, los comercializadores de transición utilizarían los contratos de licitación de distribuidoras o en la bolsa de energía. Si la separación es parcial, la empresa de distribución continúa abasteciendo a clientes de acuerdo a contratos de energía licitada. El nuevo comercializador participaría en las licitaciones como comprador una vez finiquiten los contratos. “Se debe definir la responsabilidad de la administración de garantías para participación en el mercado como medida de protección del mercado”, señala el experto.
Mocárquer se pregunta cómo limitar el campo de acción de las distribuidoras propietarias de las redes y que también comercializan. «Intensificando la observación del mercado o mediante el impedimento de comercialización a las distribuidoras en su propia zona de concesión”, dice.
Introducir al comercializador no siempre logra el efecto de disminuir las tarifas y aumentar la competencia. En España, por ejemplo, las tarifas aumentaron y en los mercados español e inglés no entraron nuevos actores. Aunque existe evidencia de competencia en precios entre suministradores locales y externos en el caso del Reino Unido, esto no es una garantía de una baja de precios a nivel general. Por lo mismo, dice Systep, se requieren de organismos que regulen y vigilen el mercado (OFGEM y Energywatch en el Reino Unido), además de una intensiva campaña de educación y protección al consumidor.
Responsable de Normativa de Endesa Energía
Aurora Inglés Vendrell: «Comercialización resta presión al regulador y se entregan costes reales»
El sector eléctrico español se encuentra liberalizado para el segmento de distribución desde finales de 1997, fecha en que entró en vigor la Ley del Sector Eléctrico que permitió a grandes y pequeños consumidores elegir a su suministrador de energía en base a criterios de mercado. La medida respondió a una serie de consensos que se lograron en la Unión Europea a fines de la década de los años 1990. El proceso en el país ibérico se caracteriza por un intenso dinamismo a nivel comercial y de marketing. Para saber lo que ocurre hoy a nivel de empresas eléctricas en España, hoy debemos remitirnos a lo que sucede en Chile con el mercado de las telecomunicaciones, donde existe una fuerte competencia por captar un segmento de mercado.
Para Aurora Inglés, responsable de Normativa de Endesa Energía, quien conversó en exclusiva con Revista ELECTRICIDAD, liberalizar el mercado permitió restarle presión al regulador y asumir los costos reales de producción y venta de energía.
– ¿Cómo fue el proceso de liberalización del mercado eléctrico español? ¿Qué tipo de consensos políticos se necesitaron?
– El proceso español se ha desarrollado en el marco de la liberalización de los mercados energéticos de la Unión Europea que articulan las correspondientes Directivas Europeas. Se inició a finales de 1997 con la entrada en vigor de la Ley del Sector Eléctrico, que con el objetivo de garantizar el suministro al menor costo posible, introdujo la posibilidad de que los consumidores eligieran suministrador, y se basó en un sistema de acceso de terceros a la red regulado y que desvincula la calidad del suministro, responsabilidad de las empresas distribuidoras, del ejercicio de la actividad de comercialización. A partir de entonces el regulador fue ampliando en distintas etapas el colectivo de consumidores con derecho a elegir suministrador, hasta llegar al momento actual, en el que casi 14 años después todos los consumidores pueden ejercer dicho derecho.
– ¿Cuáles son los atributos del comercializador español? ¿Cómo se relaciona con el cliente y con empresas de generación?
– Actualmente la actividad de los comercializadores permite que los consumidores reciban ofertas de productos que se adecuan más a sus necesidades (ofertas combinadas de electricidad y gas, otros productos y servicios de valor añadido, etc.), que haya aumentado la concurrencia en el sector con la entrada de nuevos agentes y que el coste de la energía de los precios finales del suministro se rija según los mercados, lo cual resta presión al regulador y da a los consumidores señales de costes reales para su toma de decisiones.
– ¿Todos los clientes españoles son libres de elegir su suministrador/productor de energía?
– Actualmente sí, todos los consumidores pueden elegir suministrador y también existen lo comercializadores de último recurso, que tienen la obligación de suministrar al precio de la denominada tarifa de último recurso a aquellos consumidores de Baja Tensión y potencia contratada inferior o igual a 10 kW que así se lo requieran. Con estas condiciones son más de 21 millones de consumidores los que están acogidos al sistema del último recurso (80% de los clientes y casi un 30% del total de la energía del sistema), por lo que es probable que la modificación del umbral para el acceso a la tarifa de último recurso sea una de las próximas cuestiones que afrontará el sistema eléctrico español.
– ¿Cómo se estructura la boleta en el pequeño cliente español?
– Una parte de la boleta contiene información obligatoria reglamentariamente, como puede ser la información sobre el acceso de terceros a la red que corresponde al cliente, y en el resto los comercializadores incluyen los datos y parámetros que permiten la facturación del suministro del periodo que corresponde. La facturación se realiza en función del consumo de los usuarios, que a su vez se obtiene de las lecturas de los equipos de medida que llevan a cabo las empresas distribuidoras, y que pueden ser reales o estimadas según las condiciones que marca la legislación a tal efecto. En este sentido, actualmente existe la obligación de facturar mensualmente a los consumidores acogidos a la tarifa de último recurso mientras que su ciclo de lectura es bimestral, lo cual obliga a las empresas distribuidoras a realizar estimaciones de lecturas mensuales. Estos procesos de estimación, aunque están regulados y las distribuidoras los realizan según las reglas fijadas para ello, pueden ser –y han sido– motivo de discrepancia de los consumidores en numerosos casos. El proceso de instalación de nuevos equipos de medida que se está llevando a cabo, y que permitirá la telegestión y la medición con periodos de discriminación, contribuirá en el futuro a salvar este tipo de inconvenientes.
– Usted mencionó en las Jornadas de Derecho de la Energía que el precio final al consumidor ha aumentado en los últimos 10 años. ¿A qué se debe esto?, ¿qué otros factores influyen en el aumento del precio final, además del precio del petróleo?
– En realidad creo que es más correcto señalar que en los últimos años los precios finales han pasado de estar regulados, es decir, de ser fijados sin un criterio de costos reales, a incluir el costo real de la electricidad y estar sujetos a la evolución de su precio en los mercados. Por tanto, factores como el precio del gas natural o el nivel de utilización de las plantas hidráulicas, que condicionan el precio de la electricidad en el mercado, condicionan también al precio final de suministro. En este sentido, el precio del petróleo actúa como un indicador a nivel global de la evolución de los costos energéticos que afectan, entre otros, al suministro eléctrico. Este cambio ha tenido dos consecuencias importantes: en primer lugar, se ha eliminado una de las causas del «déficit tarifario» del sistema eléctrico español, que consiste en que si el precio final del suministro no recoge el coste real de la electricidad, el sistema genera una deuda que debe satisfacerse en los años posteriores. Sobre este punto, señalar que la contención del «déficit tarifario», actualmente por encima de los 20.000 millones de euros, en gran parte debido a los importantes sobre costos que generan los incentivos a la producción eléctrica a partir de energías renovables, es uno de los grandes retos que afronta el sistema eléctrico español. Y en segundo lugar, se proporciona a los consumidores la señal del costo real de la electricidad que consumen, lo que les permite tomar sus decisiones respecto a su suministro de forma más eficiente.
La comercialización como actividad
– Objetivo: Comprar energía en mercado mayorista / venderla a consumidores finales.
– Ventaja: Alta competitividad en sector impidiendo monopolios.
– Posibilidad actual de desarrollar la comercialización de energía eléctrica está limitada por falta de regulaciones.
– Conveniencia de regular la actividad: Precios.
Ventajas teóricas de la inserción del comercializador
-Fomenta la competencia.
-Baja de precios en el mercado mayorista.
-Menores precios y/o mejor calidad en el mercado minorista.
-Eliminación de subsidios cruzados que producen las tarifas máximas reguladas (reflejan costos promedio).
-Aparición de nuevos productos y servicios conexos (tarifas flexibles, gestión de la demanda, energía verde, empaquetamiento de servicios).
Algunos riesgos potenciales
-Eficiencia regulatoria: La inserción del comercializador conlleva un cambio estructural del mercado, pudiendo no lograr los efectos deseados en las tarifas eléctricas.
-Riesgo de precios: ¿Cómo se protege el cliente final? ¿Quién debe asumir el riesgo por gestión inadecuada de compra de energía? Un sistema de garantías y esquemas adecuados de licitaciones para el cliente regulado, atenúan este riesgo en cierta medida.
-Ejercicio de poder de mercado: La empresas tradicionales pueden ejercer poder de mercado, bien sea por tener generación de respaldo o poseer las redes de distribución. Si el margen es libre también existe riesgo de abuso de poder.
-Mecanismo de transición: Un diseño inadecuado del mecanismo de transición puede no generar incentivos a la incorporación de nuevas empresas.
(Fuente: Systep)