octubre 4, 2022 | Industria
Los negocios de los clientes libres están en plena transformación, en la búsqueda de ser más eficientes y sustentables en sus procesos. Las empresas comercializadoras de energía, por otro lado, cumplen un rol clave como proveedores y parte de la supply chain.
Debido a lo anterior, entender los desafíos climáticos del mercado de los clientes y aquellos vinculados a la sostenibilidad de sus propios negocios y partes interesadas, es fundamental para conectarlos con el servicio de comercialización de energía y aportar al ecosistema del cual son parte.
En ese contexto, la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN) realizará este jueves 6 de octubre el webinar “Comercialización y Sostenibilidad ¿Cómo se beneficia el cliente libre?”.
Durante el encuentro, David Falcon, socio director del Centro de Cambio Climático de Deloitte, hará la exposición inicial y, como panelistas invitadas, participarán la directora ejecutiva de la Agencia de Sostenibilidad Energética, Rosa Riquelme, y la gerente de Clientes de Imelsa Energía, Jocelyn Ann Black. El moderador del conversatorio será Eduardo Andrade, secretario ejecutivo de ACEN.
El webinar se efectuará a las 10:00 horas. Las inscripciones están disponibles, sin costo, a través del link bit.ly/3E0QEi0
junio 2, 2022 | Industria
La necesidad de que la regulación local avance en el reconocimiento de pequeños productores agrupados para que puedan participar del mercado mayorista eléctrico como generadores virtuales es uno de los retos que menciona Eduardo Rodríguez, Business Manager Neoelectra Chile, en el ámbito de la comercialización de energía, donde destaca lo que se ha desarrollado en el país en los últimos años.
El ejecutivo advierte cambios estructurales en este segmento, al igual que en los clientes libres, lo cual seguirá aumentando en el marco de las transformaciones tecnológicas de la transición energética.
Neoelectra es un Grupo empresarial especializado en aportar soluciones energéticas eficientes a la industria, que aterrizó en el mercado nacional en 2017, donde ha adquirido una planta de cogeneración a biomasa que suministra vapor y energía eléctrica a Masisa (Cabrero).
En 2021 terminó de adquirir el 100% de las acciones de Energika Conade, filial de servicios industriales para activos energéticos y en mayo de 2022 lanzó la comercializadora de energía eléctrica para clientes industriales, replicando el modelo de la comercializadora de España.
Rodríguez mira con optimismo los cambios que vendrían para este segmento en el país.
Desarrollo
¿Cuál es el análisis que hace respecto al mercado chileno de la comercialización de energía?
La comercialización de energía en Chile está en un proceso de consolidación. Sin duda el Mercado libre es un fenómeno que llegó para quedarse, para que las empresas puedan conseguir un ahorro inmediato sin necesidad de inversión. En el pasado, los clientes libres se caracterizaban por ser grandes clientes industriales/mineros, cuyo principal objetivo era obtener precios competitivos. Actualmente, los clientes de menor tamaño que buscaban mejores precios se han cambiado al régimen libre, logrando una sinergia perfecta con comercializadores enfocados en los procesos productivos del cliente, para proveerles soluciones que aumenten su eficiencia y crecimiento. Aún queda un largo camino por recorrer, para encontrar la manera de incluir a los clientes residenciales en la comercialización tal como funciona en otros países, lo que con seguridad ocurrirá antes de 2030.
¿Cuáles son las principales fortalezas y debilidades que aprecian en el mercado energético local?
Cuando se compara el mercado chileno con otros a nivel internacional, se observa que el nuestro es de alta complejidad. Por ello, requiere una gran capacidad de modelación, para predecir el comportamiento físico y económico del sistema eléctrico, incidiendo directamente en los precios del mercado spot de distintos puntos del país. A esto se suma, que frecuentemente la transmisión tarda más en desarrollarse que la expansión del parque generador, por lo que a pesar de las nuevas obras, se observan tramos con altos niveles de estrés que deben ser ampliados o reforzados para permitir la exportación de energía. No obstante, existen puntos positivos asociados a la rápida expansión del parque generador, ya que ha permitido la entrada de nuevos actores al mercado, principalmente de inversionistas extranjeros vinculados a las energías renovables. Lo que en su conjunto ha empujado el precio del mercado a la baja, favoreciendo a miles de empresas que han optado a mejores condiciones en el mercado libre.
¿Qué lectura tiene del mercado de clientes libres en Chile y sus perspectivas de crecimiento?
El mercado de clientes libres ha crecido consistentemente desde 2018 y más que una tendencia es un cambio estructural del mercado. No sólo por ofrecer mejores precios, sino porque los clientes buscan la libertad de elegir a su suministrador tal y como lo hacen con el resto de sus proveedores. A esto se suma, que estos comercializadores ofrecen una amplia gama de servicios y financiamiento, especialmente diseñados para este tipo de clientes. Algo muy complejo de implementar en un cliente regulado, ya que típicamente el modelo de negocio se sustenta en el ahorro que se produce por el cambio de régimen.
Existe una oportunidad de crecimiento enorme, ya que actualmente el límite de potencia para optar a cliente libre está fijado en 500 kW. Según estimaciones de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN), se podría beneficiar a 32 mil pymes si se bajara el límite a 400 kW, incluso el beneficio sería más significativo aún si se redujera hasta un umbral de 100 kW. Esto sería posible mediante la modificación de la legislación actual, que permitiría que pequeñas empresas reduzcan sus costes de electricidad sin necesidad de inversión.
¿Cree que posponer la reforma a la distribución en el país, que contemplaba la figura del comercializador y el avance en recursos distribuidos, pueda afectar al desarrollo de la comercialización?
Sin duda el atraso del Proyecto de Ley retrasa los planes de la implementación de la comercialización a nivel masivo, para sumar a los clientes residenciales a través de una reducción significativa del límite de la potencia y que así puedan optar al régimen de cliente libre. Sin embargo, se debe considerar que se presentaron imprevistos políticos y económicos a nivel global, que requerían atención inmediata del regulador para proteger a los consumidores más vulnerables. Tenemos una mirada optimista del futuro y creemos que se retomará la discusión lo antes posible, para que miles de consumidores puedan avanzar y elegir a su suministrador.
¿Cómo ven el nicho de la comercialización de energía, desde el punto de vista de la competencia y poderes de mercado?
Se ha avanzado en la separación del negocio de distribución y comercialización por parte de las empresas de distribución, lo que permite una mayor transparencia en los costos de las empresas concesionarias de distribución. Según nuestra visión, se debe continuar trabajando para garantizar la igualdad de servicio y atención comercial en las redes de distribución, para que sea posible asegurar que todos los clientes tengan acceso a la misma calidad de suministro y atención comercial sin importar quién provee su energía.
¿Cómo cree que se dará a futuro la comercialización de energía en Chile, con el desarrollo de la generación distribuida (net billing y PMGD)?
Estamos presenciando un despertar renovable a nivel local e internacional y la generación distribuida se presenta como una solución viable, para solucionar aspectos técnicos en las redes eléctricas que contribuyan a alcanzar los objetivos de carbono neutralidad. Los clientes libres por sí mismos se encuentran con grandes dificultades en la materialización de estos proyectos, por la pericia técnica que se requiere y en algunos casos por lo complejo que puede resultar el acceso al financiamiento. Por otro lado, los comercializadores pueden aportar el “know how” necesario para la implementación de este tipo de proyectos con contratos a largo plazo, consiguiendo ventajas para que los clientes puedan producir localmente una parte de su consumo a través de energías renovables sin necesidad de invertir.
¿Cuáles son los principales desafíos técnicos y regulatorios que tienen en esta materia?
Creemos que se debe avanzar regulatoriamente para reconocer a pequeños productores agrupados y que se les permita participar del mercado mayorista como generadores virtuales. Generando así una oportunidad de elegir un nuevo camino, para viabilizar proyectos de generación limpios que contribuyan a alcanzar las metas ambientales de largo plazo.
septiembre 24, 2021 | Industria
Chile está viviendo en la actualidad un proceso hacia la apertura del mercado de la distribución, qué duda cabe, sin embargo, Colombia hace más de una década que incorporó la figura del comercializador de energía, según comentó Lina Beltrán, energy procurement manager Hispanic South America, Schneider Electric, y magíster en Finanzas, en la tercera emisión de los Diálogos de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN A.G.).
De acuerdo con lo abordado en el conversatorio, en ese país latinoamericano «no hay tanta oferta de comercializadores puros que genere competencia como se ve en Chile», según relató Beltrán, pese a que en nuestro país hoy está congelada la discusión de la ley de portabilidad y la comercialización no se ha incorporado formalmente en nuestra normativa, como en el caso colombiano.
Competencia
Esa falta de competencia en el mercado de Colombia se relaciona fundamentalmente con la concentración de la oferta de electricidad, que además ha incidido en la liquidez del mercado y en el precio final que compra el usuario. «Una de las limitantes que enfrentan las empresas comercializadoras puras que quieren entrar en el mercado es que el 82% de la oferta de generación en Colombia está concentrada en 4 generadores», indicó.
En ese país, entre un 70% y 80% de la generación es hidroeléctrica lo que redunda en que el precio sea bastante volátil. Sin embargo, un cambio abrupto en el spot no mueve mucho los precios de los contratos bilaterales. «Ahora está lloviendo bastante, tenemos una hidrología por encima del promedio histórico y aun así no hay competencia en el mercado de los contratos», señaló.
El comercializador usualmente realiza contratos bilaterales con generadores u otros comercializadores para cubrir su oferta. Además, existe una bolsa de energía, en la cual se transa el precio de bolsa que es un precio horario que viene de la operación del sistema. Si eventualmente hay un porcentaje que el comercializador tenga en bolsa, esa demanda también puede cubrirse a través del Derivex, el mercado de futuros colombiano. De acuerdo a la ejecutiva, pese a que el Derivex lleva ya varios años, no ha logrado convertirse en un mercado líquido.
Un aspecto interesante en Colombia tiene que ver con que el valor no regulado incluye el costo de la energía más un cargo por comercialización, por ende, si el usuario es una comercializadora, se ahorra ese cargo. A lo anterior, se suma el hecho que por medidor se puede acceder solo a un comercializador, por lo tanto, los usuarios no pueden diversificar su portafolio y realizar estrategias más dinámicas de compra. «Esa es una las grandes limitantes que tienen los usuarios finales y por eso muchos constituyen su propia comercializadora», recalcó.
Por su lado, en la tarifa regulada, entre más usuarios tenga un distribuidor, más alto es el cargo por comercialización. «Cuando entra un comercializador pequeño a atender a ese usuario regulado, al tener menos mercado, su costo de comercialización es más bajo, entonces puede ofrecer mejores condiciones para el usuario», indicó.
julio 13, 2021 | Industria
La Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN A.G.) inició un ciclo de conferencias, siendo la primera de ellas la «Experiencia de la Comercialización de Energía en Estados Unidos», que tuvo como conductor al presidente del gremio, Sebastián Novoa y como invitado a Carlos Espinosa, director de Renovables y Suministro en SmartEnergy, empresa estadounidense.
Uno de los puntos destacados por el ejecutivo es contar con «organismos sólidos, monitoreando prácticas con reglas claras. Por ejemplo, a nosotros nos ha pasado que, en varios estados, nuestros procesos de venta antes eran agentes hablando por teléfono, ahora nosotros en varios estados estamos obligados a pasarlo a TPV (Third-party verification) que es un robot que te hace una pregunta y te dice pulsa 1 para decir si y pulsa 2 para decir no, entonces intentan sacar el factor humano que puede hacer estas prácticas irregulares».
Asimismo, se refirió como un punto positivo a las certificaciones de renovables: «La ley de alguna forma ha fomentado un poco más la generación. Estos certificados renovables es una fuente de ingresos súper grande para las plantas. Por ejemplo, en Massachussets tengo que salir a comprar certificados que me pueden costar US$300 por MWh, es como el ingreso principal de las plantas», planteó.
Perfeccionamiento
En cuanto a las mejoras que se le podrían hacer al servicio de Estados Unidos, Espinosa, abordó la tecnología ADI, «que es la que se comunican las empresas con las distribuidoras», precisando que deben «existir mejores tecnologías que permitan menos fricción. Cuando quieren cancelar, cambiar de tarifa y todo eso, como los roces de los ajustes intracontrato, que todo sea más rápido en el fondo».
A su juicio, aspecto negativo en ese país fue «forzar la salida del distribuidor del mercado, se podría mejorar. Como el espíritu de la ley, que básicamente el distribuidor solo se encargue de la transmisión de energía».
diciembre 16, 2020 | Industria
La necesidad de revisar detalladamente y complementar una serie de aspectos al proyecto de ley de portabilidad eléctrica que se encuentra en la Cámara de Diputados planteó Valgesta Energía en su boletín informativo de diciembre, donde se afirma que la actual iniciativa «establece una sobre regulación que podría entorpecer la comercialización y la entrada de nuevos actores ya que pretende que todas las condiciones contractuales sean establecidas en el reglamento».
Además, según el punto de vista de la consultora, se establecen «mayores restricciones que las existentes al momento de contratar un nuevo suministro para aquellos consumidores que actualmente pueden acceder a la comercialización
(potencia mayor a 500 kW). Junto con ello, en el corto plazo el impacto del PdL (proyecto de ley) a en los precios es acotado o casi nulo para los consumidores, sin embargo, genera un ambiente de incertidumbre que podría afectar los futuros procesos de licitación de suministro, asociando esto a mayores precios.»
«Finalmente, el PdL presenta riesgos de inconsistencia regulatoria; el proyecto no es claro respecto del impacto que la comercialización tendrá sobre los mecanismos de compensación de precios establecidos actualmente en la ley, como tampoco da certidumbre a los contratos de suministro a clientes regulados que ya se encuentran firmados», se señala.
Take or pay
De acuerdo con el análisis, el proyecto también «debe hacerse cargo de la contingencia política y social que atraviesa nuestro país. Es por ello, que aspectos tales como, los mayores costos transaccionales asociados al Comercializador y al Gestor de Información, los efectos sobre los mecanismos de compensación de precios actualmente vigentes en la regulación, y el impacto de los contratos Take or Pay en la cuenta de electricidad de los clientes regulados (y posiblemente aquellos más vulnerables) son temas que deben ser discutidos en profundidad debido a las repercusiones que pudiesen tener en el consumidor final».
Otro punto consignado por Valgesta es la necesidad de abordar con urgencia los temas como calidad de servicio, además de «modificar el mecanismo de remuneración de las redes de distribución, impulsar el desarrollo
eficiente de la generación distribuida y tampoco en contar con mecanismos que permitan asegurar una disminución en los niveles de precios».
