noviembre 12, 2021 | Industria
En 172 euros por MWh ha aumentado el precio de la energía entre febrero y octubre en España, debido a la combinación de varios fenómenos simultáneos, precipitando una de las crisis energéticas más importantes que ha vivido Europa, siendo este un tema que analizó la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN A.G.), en la cuarta sesión del ciclo de diálogos que organiza este gremio, el cual fue moderado por Sebastián Novoa, presidente, y Catalina Gamboa, encargada de estudios.
En el encuentro se abordó el impacto que tuvo el gas en las matrices energéticas en Europa, donde los principales afectados fueron España e Italia, mientras que en Alemania y Francia se experimentaron aumentos moderados, puesto que en sus matrices se acentúan más las energías renovables y nuclear, respectivamente.
A lo anterior se suma la transición energética que lleva a cabo Europa hacia una economía verde que, de forma similar a lo que hemos visto en Chile, ha avanzado en el desmantelamiento o reconversión de centrales a carbón provocando estrechez que, sumada al escenario vigente, ha potenciado el impacto en los precios de los mercados mayoristas incidiendo en el incremento del costo en la factura eléctrica.
Experiencia
Según Verónica Sabau, responsable de la Secretaría de la Asociación de Comercializadores Independientes de Energía (ACIE) y jefa del departamento de Regulación Energética de Factor Energía, los esfuerzos gubernamentales se han centrado en auxiliar al cliente residencial. Para ello, se disminuyeron el IVA y transitoriamente los impuestos eléctricos.
«La tarifa regulada en España depende directamente del precio spot que se negocia en el mercado mayorista. De esta manera, si el precio sube en el mercado mayorista directamente se traslada al cliente final. Así también los clientes que tienen un precio indexado también han visto reflejado en su factura una subida bastante grande», indicó.
No obstante, tanto para los clientes industriales como para las Pymes de menos de 100 kW, el tema del IVA no los beneficia y se han obligado a dejar de producir debido al escenario de precios altos, debilitando la demanda y ahondando la crisis transversal.
Para ACIE, apoyar en esta crisis a las 300 comercializadoras que existen en ese país representa apostar por una mayor competencia y que los consumidores tanto residenciales, industriales como Pymes paguen menos en electricidad en los próximos años.
Energías renovables
Según Xavier Farriols, director general Negocio Eléctrico de Factor Energía y past president del Clúster de Energía Eficiente de Catalunya, en un escenario post Covid «China ha comenzado a comprar muchísimo gas, Estados Unidos ha dejado de vender gas y lo que ha sucedido es que Europa se ha encontrado en el medio de estos dos gigantes y estamos viviendo tensiones energéticas importantes».
«El precio del mes de octubre fue de 200 euros el megawatt, cuando en el mes de febrero estábamos a 28. Es una situación de gran volatilidad”, comentó el ejecutivo.
Farriols agregó que esta crisis energética ha evidenciado el profundo retraso de la incorporación de las energías renovables a la matriz.
De hecho, de acuerdo con el ejecutivo, hace 10 años que no existe desarrollo de nuevas energías renovables en Cataluña, mientras que el autoconsumo se torpedeó con el famoso “peaje al sol” para aquellos que instalaban placas fotovoltaicas. Hoy, observan con desazón como otros países que han optado por energías verdes, como Alemania, tienen un precio en torno a los 80 euros por MW.
Farriols señaló que el camino de las comercializadoras para sortear esta crisis es «renovables, renovables y renovables», añadiendo que «si tienes una visión de mercado a largo plazo, PPAs con generadores independientes, coberturas de energías renovables, vas de la mano de la eficiencia energética y de un buen servicio de atención al consumidor, igual lo pasarás mal como todos durante la crisis, pero lógicamente tendrás más herramientas para gestionar situaciones como la actual».
Sin embargo, a aquellas comercializadoras que han entrado al mercado como otra línea más de negocio de grandes empresas y que no tienen coberturas, el panorama se les ha complicado e incluso algunas han debido cerrar. Esto no es una buena noticia para el sector, según Farriols, ya que entre más comercializadoras existan, se incrementa la competencia y el consumidor se ve favorecido con un mejor precio.
Una solución que visualiza el ejecutivo es llevar los contratos a largo plazo, «aquí en España normalmente son contratos de 1 año, para amortiguar un poco la curva de precios, quizás llevarlos a 4 o 5 años».
Farriols recordó que cuando en 2009 se liberalizó la parte industrial «la magnitud de bajada (en los precios) que representó la entrada al mercado libre fue espectacular. Eso significó tener más puestos de trabajo, tener una economía más fuerte y poder competir con otros países».
Por último, en un mercado libre, coincidieron ambos expertos (Farriols y Sabau), es indispensable promulgar un ente independiente y eficaz que gestione toda la medida. El hecho de tener la liberación de la medida y saber cuánto se consume en tiempo real, en situaciones como la actual crisis española, recalcó Farriols, es oro para poder gestionar la demanda.
abril 28, 2021 | Designaciones
En la Asamblea General Ordinaria de socios de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN) se llevó a cabo la elección del nuevo directorio que quedó conformado por Mauricio Caamaño de Atria Energía; Carlos Ducasse de Imelsa Energía, Juan Francisco Friedl de GR Power, Sebastián Luque de Enerlink y Sebastián Novoa de Ecom Energía.
El nuevo directorio eligió a Sebastian Novoa como presidente y a Mauricio Caamaño como vicepresidente. Mientras, como directores suplentes fueron elegidos Sebastián Araneda de Abastible, Daniel Díaz de Enlasa, Rodrigo García de Lipigas, Mauricio Olivares de Emoac y Daniel Soto de Cinergia.
También fue designado Eduardo Andrade como el primer secretario ejecutivo, profesional con más de 30 años de experiencia en el sector eléctrico en importantes empresas y consultor en ámbitos de la minería, energía e industria.
El ejecutivo participado en los directorios de Empresas Eléctricas AG, CDEC-SIC, CDEC SING, como vicepresidente en la Comisión de Integración Energética Regional (CIER) y como presidente y actual director de Cigre Chile. Anteriormente se desempeñó como presidente de ACEN.
abril 7, 2021 | Industria
La Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN) señaló que la «constante entrega de mediciones erróneas por parte de las distribuidoras está perjudicando a los clientes libres del sistema eléctrico, por lo que piden que este tema sea investigado por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).
«Las empresas distribuidoras llevan alrededor de un año estimando el consumo de clientes libres, llegando incluso a 260% de sobrecosto, impidiendo que estos últimos gestionen adecuadamente el gasto de su energía y, además, exponiéndolos a cobros indebidos», indica el gremio
Según el presidente de ACEN, Eduardo Andrade, uno de los aspectos claves para una empresa o industria «es contar con medidas confiables de su consumo de electricidad, el que puede representar, muchas veces, un porcentaje importante de sus costos de operación. Por ello, resulta especialmente preocupante que empresas distribuidoras proyecten el consumo, entendiendo por ello que ese consumo “se estimó en su totalidad o de forma parcial»,
«Esa proyección de la demanda la realiza la empresa distribuidora cuando no posee la información real del medidor o ésta se encuentra incompleta. Ante dicha situación, estiman el consumo del mes de acuerdo al consumo histórico del medidor», explica.
Y agrega: «Las explicaciones dadas por las empresas distribuidoras tendrían asidero si se estuviera en presencia de un hecho puntual, es decir que solo en algún mes en específico se produjera un problema con la información que debe entregar el medidor. Sin embargo, llama la atención que existen casos en los cuales la misma situación se repite por cerca de un año, sin que la empresa distribuidora responsable haya tomado las medidas necesarias para contar en forma oportuna con la información completa».
Mediciones
Otro problema recurrente, sostiene la asociación, corresponde a la entrega de medidas por parte de las empresas distribuidoras, «que se encuentran evidentemente incorrectas llegando, en algunos casos, a representar consumos de varias veces de lo que normalmente registra el cliente libre afectado. Esto no solo genera un contratiempo para el cliente que debe pagar por el mayor suministro (de lo contrario arriesgaría un corte de suministro), sino que también tiene repercusiones a nivel del Coordinador Eléctrico Nacional en la medida que los balances de inyecciones y retiros son efectuados utilizando las medidas proporcionadas por las mismas empresas distribuidoras».
«Entre los casos de los asociados de ACEN, se registra un cliente al cual sus facturas estimadas, para dos meses consecutivos, sumaban más de $6.250.000 y, luego de realizado los reclamos correspondientes, las facturas reales se redujeron a $1.720.000, es decir se estaba «estimando» un 260% de sobrecosto. Otra empresa, por ejemplo, recibió facturas por cuatro meses con valores que excedían un 40% el costo real de su consumo, lo que le implicó un perjuicio de alrededor de $50 millones», señala Andrade.
«Dado que las empresas distribuidoras controlan toda la información de los consumos de su área de concesión, no es posible determinar si esto es un problema generalizado o afecta solo a los clientes libres. De acuerdo a la gremial, surge la interrogante si esa falta de mediciones confiables y oportunas responde realmente a un problema real o al desinterés de las empresas distribuidoras en solucionar un problema que es de su absoluta competencia», añade.
Los asociados de ACEN destinan permanentemente recursos para instar a las empresas distribuidoras para que entreguen las mediciones de consumo correctas, entendiendo que ello es una información de primera necesidad para sus clientes y de obligatoria entrega por la distribuidora.
Desde la gremial señalan «que sería deseable que la Superintendencia de Electricidad y Combustibles investigará este tema, más aun considerando que hoy las distribuidoras tienen giro exclusivo y sus esfuerzos deben estar destinados a entregar un servicio eficiente y oportuno, conforme a los reglamentos y normas vigentes».
marzo 16, 2021 | Industria
La Asociación de Comercializadores de Energía (ACEN) planteó que un retraso en la tramitación del proyecto de ley de portabilidad eléctrica que se revisa en el Congreso puede bloquear la competencia en el segmento de la distribución.
El gremio formuló estas declaraciones luego de que el diputado Pablo Vidal, presidente de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara Baja, señalara a electricidad que esta iniciativa «idealmente debe retroceder en su tramitación y volver a la idea original de una reforma integral al sistema de distribución eléctrica».
Tramitación
Al respecto, el presidente de la asociación, Eduardo Andrade, señaló que «efectivamente es necesario avanzar en el tema de la calidad de servicio y generación distribuida que son las otras etapas que contempla la gran reforma a la distribución, tal como sostuvo en una entrevista concedida a ELECTRICIDAD el diputado Pablo Vidal, presidente de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara. Sin embargo, creemos que son caminos que pueden recorrerse al mismo tiempo toda vez que son espacios regulatorios que atacan diferentes necesidades del mercado, uno la competencia y otro la seguridad y calidad del servicio».
«Retrasar la discusión del proyecto de ley de portabilidad perpetúa el actual modelo y solo favorece a las empresas distribuidoras que es el conglomerado que se beneficia de que nada cambie», afirmó.
No avanzar en el proyecto, de acuerdo al representante del gremio, en función de que no reforme el sector completo, «es un obstáculo a la competencia y un soporte a precios elevados de la energía. Progresar en paralelo con los otros proyectos que apuntan a reformar el sector de distribución, sin detener el que introduce la comercialización, permitiría alcanzar de mejor manera, y en forma más eficiente, el objetivo final de disminuir los costos de electricidad».
La Asociación también destacó la relevancia que le dio el diputado Vidal al derecho de elegir a los clientes cuál es la empresa que comercializa su energía. «Este aspecto es significativo ya que rescata la creación de la figura del comercializador, la introducción de competencia y la necesidad que se legisle respecto a este cuarto segmento del sector eléctrico. De hecho, ACEN, desde su creación en 2019, ha planteado la necesidad de regularizar una figura que de facto participa desde hace varios años en la industria eléctrica».
En ese contexto, el presidente del gremio recalcó que lo importante «es que el cliente pueda elegir: quedarse en la tarifa regulada, migrar a cliente libre o inclusive implementar proyectos Netbilling. Todo lo anterior son formas de competencia, sin embargo, hoy los clientes no tienen la opción de elegir”.
Andrade indicó que «el derecho a elegir también implicará menores precios desde ya a las Pymes y mayor oferta de otros servicios distintos a la calidad técnica. Tal como ha propuesto desde hace algún tiempo nuestra Asociación, ir reduciendo en forma paulatina el nivel de potencia conectada, que en la actualidad está fijado en 500 kilowatts, permitiría a las medianas y pequeñas empresas disminuir en más de un 20% su gasto en la cuenta de electricidad y dinamizar la alicaída economía para este sector derivada de la pandemia, y que en unos años más este beneficio alcance al cliente residencial. No parece del todo correcto y sensato que solo un grupo reducido de empresas (clientes sobre 500 kW), puedan acceder al mercado de clientes libres y que se prive a las Pymes de este mercado, sobre todo con las condiciones de precios actuales».
diciembre 17, 2020 | Industria
Una serie de consideraciones en torno al proyecto de ley de Portabilidad Eléctrica, que forma parte de la reforma a la distribución, plantea a ELECTRICIDAD Javiera Ketterer, investigadora asociada del Instituto de Economía Política y Social (IEPS), precisando que la creación del comercializador de energía podría provocar algunos impactos no deseados en los consumidores, en particular en los clientes residenciales.
La especialista explica que esto se debería a la incorporación de costos que hoy no están presentes, las fricciones entre clientes y prestador de servicio que crean ineficiencia en los mercados, además de «dificultades en la comparación de ofertas que hace que los clientes no cambien de agente, dejando de capturar los posibles beneficios que se espera que se obtengan».
Ketterer es ingeniera civil electricista de la Universidad de Chile, candidata a Magister en Economía Aplicada de la misma casa de estudio y con un magister en Energy Systems de The Melbourne University, además de ser integrantes de la iniciativa Women in Energy del Consejo Mundial de la Energía en Chile (WEC Chile).
Análisis
A su juicio, ¿qué ajustes regulatorios requiere la reforma a la distribución para evitar dificultades en el alza de precios y en la comparación de precios?
La incorporación del comercializador probablemente no traerá bajas en el precio de la electricidad, es cosa de revisar la literatura y experiencia internacional. Eventualmente traerá un mayor costo para los hogares producto de la doble marginalización y los mayores costos regulatorios necesarios para resguardar, entre otras cosas, la competencia en todo el país. Un punto importante es que, si liberalizamos el mercado, volver atrás es imposible, razón por la cual hay que tener mucho cuidado de lo que se está haciendo, revisando si traerá beneficios para los clientes, en particular los hogares.
Los ajustes a la regulación en torno a la distribución deberían apuntar a mejorar la calidad de servicio en todo el país, disminuyendo las horas de interrupciones, abriendo la puerta a la entrada de nuevas tecnologías y la masificación de las existentes, como es el caso del netbilling. Creo que la incorporación de nuevas tecnologías en la distribución puede jugar un rol importante para mejorar el servicio en aquellas zonas donde los cortes de suministro son recurrentes. Aquí tecnologías como el almacenamiento pueden ejercer un papel.
Por otro lado, en la cuenta de la luz, en números aproximados, la transmisión es un 5%, 20% corresponde a la distribución y alrededor de un 60% es de la generación. Los cambios regulatorios habría que apuntarse a disminuir los precios en este segmento último segmento, por ejemplo, revisar la estructura marginalista para reducir los riesgos al mercado spot, revisar el esquema de bloques en las licitaciones de las distribuidoras apuntando a contar con menores ofertas y avanzar en tarifas flexibles para los clientes residenciales, con ello avanzar en estructura de precios que puedan ser traspasadas a los hogares.
Regulación
¿Debería haber cambios en la regulación?
Compartiendo el mensaje entregado por el presidente de la república con el que dio inicio al proyecto de ley, en la línea que los cambios regulatorios tienen que contribuir a traspasar los beneficios de los avances tecnológicos, presentes y futuros, a los clientes, y que es indispensable mejorar la calidad de servicio en todo el país en busca de menores precio para los hogares, se hace necesario que la preocupación de frenar el alza de la cuenta de la luz esté en línea con la mejora del servicio.
Si bien las licitaciones han sido una buena herramienta para aumentar la competencia en generación y disminuir los precios de las ofertas, es necesario realizar ajustes regulatorios, por ejemplo, incorporar contratos de corto y mediano plazo, revisar los indexadores y ver los bloques de ofertas para bajar los precios de la generación.
Además, analizar cuál es la mejor forma de tarificar la infraestructura de distribución, apuntando a aumentar la inversión para mejorar la calidad de servicio en todo el país y la resiliencia de la red ante los acontecimientos climáticos extremos. Como también, incentivos a la innovación, donde se pudiera crear convenios con universidades o centros de investigación para la prueba de diversos prototipos que mejoren el servicio de los clientes. De la misma manera, revisar la forma en que se cobra a los clientes, pensando en la masificación del netbilling que pudiera producir inconvenientes al cobrar por el uso que se hace de la red. En la misma línea, profundizar en los avances regulatorios en termino de generación distribuida, abriendo la puerta a que las nuevas tecnologías puedan prestar servicios complementarios en distribución, por ejemplo, por medio del agregador de demanda o la operación en isla, generando nuevos modelos de negocios.
Por otro lado, es relevante revisar los criterios utilizados para evaluar los proyectos de transmisión zonal, en particular, de aquellos territorios con baja densidad de clientes donde bajo el análisis costo benéfico actual, muchos proyectos no son rentables quedando los clientes expuesto en mayor medida a fallas en la transmisión zonal perjudicando su calidad de servicio. Es cosa de mirar las fallas que afectan a los pueblos alejados que son alimentados por una única red y un único transformador, las falla en esta infraestructura son de más larga duración.
Asimismo, ampliar el rango de clientes que pueden optar a ser clientes libres, siempre dejando un bloque de clientes regulados, tal que aquellos con poder de negociación puedan optar a tener contrato directo generadores.
Una de las cosas importantes es que ante cambios regulatorios y de políticas públicas, se analice el posible impacto en los clientes. Finalmente, se tiene que saber si la política que se está planteando traerá costos o benéficos para el sistema en su conjunto, con un foco relevante en los resultados para los clientes.
Por último, mencionar que la regulación cambia en el tiempo según las distintas necesidades. Es indispensable contar con una estabilidad regulatoria que entregue certezas de largo plazo a los inversionistas. Sin embargo, la regulación que nos sirvió para electrificar el país y contar hoy con casi un 100% de cobertura a nivel nacional, no es la misma que necesitamos para mejorar la calidad de servicio, disminuir los precios que ven los hogares y la que requerimos para la incorporación de nuevas tecnologías que se están conectando a las redes y los desafíos técnicos que eso conlleva.
¿A qué cree que se debe la dificultad de comparar precios?
Hay costos no monetarios que involucra el comparar precios, generando que se deje de lado la decisión y no se haga. Es cosa de mirar cómo uno actúa ante el cambio de un servicio como es un plan de internet, la Isapre, la AFP, o un crédito, en general el cambio de proveedor de servicio. Al existir una dificultad grande para comparar precios, al final genera la inclinación a mantener la inercia y la comodidad del servicio actual. Eso lo podemos ver por ejemplo en la portabilidad financiera, donde se esperaba un gran cambio que hasta el momento no se ha generado.
Además, la forma en que el comercializador pudiera presentar los descuentos no monetarios apuntando a la fidelización de clientes, muchas veces de difícil objetivizar o comparar. Otro punto observado en otros países como Australia, es descuentos por territorios o precios por bloques horarios que dificulta la homologación de las ofertas de otras empresas. Posiblemente el comercializador intentará de innovar en la forma de presentar los descuento o beneficios para dificultar la comparación con la competencia.
¿Prevé que esto se replique en la portabilidad eléctrica?
Es altamente probable que se replique y es la tendencia que se ha visto en otros países, en que existe la portabilidad eléctrica, donde el cambio de clientes es bajo, llegando a niveles de entre 20% y 30%. Por ejemplo, el 2017 en Noruega solo un 18% de los clientes cambios de suministrador, siendo el país que más cambios tuvo en Europa. Entonces, no es mucha la población que estarían accediendo a este tipo de beneficio. Por otro lado, el comercializador tendrá clientes más atractivos que otros, a los cuales va a preferir ofrecerles servicios. Con la desigualdad que existe en Chile, habrá muchos clientes que van a quedar fuera de estos beneficios, en que no van a tener muchas opciones y no existirá tanto ímpetu a ofrecerles servicio pudiendo quedar zonas del país con baja o nula competencia y con licitaciones que han perdido su competitividad.
¿Cómo ve la figura del Gestor de Información?
En el sentido de la portabilidad y comparación de precios, el Gestor de Información juegue un rol más bien de un prestador de servicio que pidiera ser necesario, un instrumento para la liberalización del mercado de la comercialización de la electricidad, pero no es algo que ayude a que el mercado sea más competitivo y menos para la disminución de precios, ya que se incorpora un nuevo agente que se le deben pagar sus servicios.
Aquí se deberá tener cuidado con la privacidad de la información en línea con la Ley de protección de datos de carácter personal y temas de ciberseguridad de la información que estará en manos del gestor de la información. Los comercializadores no deberían acceder a información privada si es que el titular no autoriza su entrega.
Finalmente, se plantea que el gestor de la información sea un órgano privado, encargado de almacenar y gestionar los datos de medición de inyecciones y retiros y de la gestión de la red de distribución. Además, será el encargado de realizar los balances económicos y enviar la información al Coordinador para que determine las transferencias económicas. Ante esto, es importante contar con antecedentes claros respecto a la existencia de competencia en la prestación de este servicio para poder contar con economías que puedan ser traspasadas a los clientes y que sean de calidad. Por último, contamos con un órgano técnico independiente, autónoma de derecho público sin fines de lucro, con patrimonio propio y de duración indefinida “encargado de la coordinación de la operación del conjunto de instalaciones del Sistema Eléctrico Nacional que operen interconectadas entre sí”, pudiera ser más idóneo entregar la tarea de gestionar la información a este organismo que incorporar un nuevo organismo.
Alza de precios
¿Ve una posible alza de tarifas?
De aprobarse la modificación de la Ley liberalizando completamente el mercado de la comercialización de la energía, se vislumbra una posible alza en las tarifas. En particular, las licitaciones de las distribuidoras perderán competitividad, existirá la posibilidad de sobrecontratación y, además, el proyecto permite la existencia de contratos tipo “Take or Pay” donde la energía se paga aunque no se consuma, que finamente sería pagada por los clientes que optaron a quedarse con la distribuidora. Entonces, el precio pudiera ser más alto por un lado por la pérdida de competitividad de la tarifa regulada y por el otro por la doble marginación que agrega la comercialización incluyendo toda su gestión comercial, sumado a los costos incorporados por el Gestor de la Información. La comparación debe hacerse entre el sistema regulatorio vigente, mejorando las licitaciones y temas regulatorios, con la apertura del mercado al comercializador dejando los precios de los hogares al libre mercado quitando competitividad a las licitaciones.
Como cierre, me gustaría recalcar la importancia, primero, de perfeccionar la ley eléctrica para mejorar la calidad de servicios de los clientes de todo el país, con mejoras en términos de bajar los precios de la generación perfeccionando las licitaciones, mejorar la infraestructura en transmisión zonal, en particular de las zonas con baja densidad poblacional y incorporar los mecanismos en la ley que permitan innovación en distribución como es el agregador de demanda y uso de sistemas de almacenamiento que puedan permitir la operación en isla. Segundo, que ante cambios regulatorios se analice los costos y beneficios que traerán para los distintos agentes, en particular los hogares, siendo la electricidad un servicio indispensable para nuestra vida.
