Portabilidad eléctrica: sistema podría tardar años en estar operativo

La liberalización del mercado regulado abrirá las puertas no solo para nuevos actores de esta industria, sino que la comercialización de energía podría resultar atractiva hasta para retailers y bancos, pese a que la experiencia internacional demuestra que los clientes residenciales, que en Chile representan la mitad del total de potenciales usuarios, son más bien reacios a cambiarse de proveedor.

Jessica Esturillo O.

Fuente: El Mercurio

Hace unas semanas el Ministerio de Energía se embarcó en la primera de las tres etapas que definió para llevar adelante una de las reformas más complejas de la regulación del sector energético: la modernización de la distribución eléctrica que, al ser la cara más visible para los consumidores finales, es por lejos el más sensible de los tres segmentos que conforman este negocio. El tema es tan delicado que al menos dos intentos anteriores de ajuste a esta normativa fracasaron.

Tras un largo análisis, la autoridad optó por iniciar este ajuste legal con la liberalización del mercado regulado mediante la creación de la figura del comercializador de electricidad, que se incorporará como un cuarto actor en la cadena de suministro junto a la generación transmisión y distribución. Esto implica que habrá empresas que estarán dedicadas solo a la venta minorista de energía para los casi 7 millones de clientes regulados, la mitad de cuales corresponden a usuarios residenciales.

“Las empresas deberán competir porque seamos sus clientes. Esto se traducirá en un mejor servicio y menores precios”, dice el Ministerio de Energía. La estimación del ministro, Juan Carlos Jobet, es que si el 100% de los clientes regulados migrara a transformarse en un cliente “libre” el sistema tendría ahorros por US$ 800 millones, mientras que si solo lo hicieran los clientes residenciales – la otra mitad son pequeños comercios, industrias u oficinas-, aquella cifra se reduciría a la mitad. En términos de las cuentas individuales de luz, la estimación apunta a reducciones en promedio de 20%.

La figura de comercializador no es nueva, opera hace varios años, por ejemplo, en Europa, Estados Unidos y Latinoamérica. En algunos mercados ha dado buenos resultados, promoviendo la competencia y con ello precios de energía más bajos, mientras que en otros casos la experiencia ha sido menos alentadora.

El proyecto chileno plantea separar la operación de la infraestructura eléctrica -que quedaría en manos de las actuales distribuidoras-, de la venta de energía, que estaría en mano de estos comercializadores. El debate recién comienza y no será fácil.

1 ¿QUIÉN PODRÁ SER COMERCIALIZADOR? El proyecto plantea que para ser comercializador hay que construir una empresa con ese giro y con sede en Chile. También deberá demostrar una solvencia que garantice el suministro comprometido con los clientes.

Empresas del sector eléctrico -generadoras y las propias distribuidoras, a través de empresas independientes y con eventuales restricciones de operar en sus propias zonas de concesión-, son las primeras candidatas. Sin embargo, Cristián Muñoz, director de Breves de Energía, dice que este nuevo negocio es una buena oportunidad para empresas relacionadas con la energía, como distribuidoras de gas o de combustibles líquidos, que podrían ofrecer paquetes de energía.

También menciona a firmas del retail masivo porque tendrían la posibilidad de integrar beneficios y servicios y, en su opinión, tendrían mayor ventaja para desafiar a otros actores del rubro eléctrico que se constituyan como comercializadores, como generadoras o las propias distribuidoras actuales.

Sebastián Novoa, director ejecutivo de Ecom Energía, firma que presta servicios de comercialización de energía para clientes libres, comenta que en España, por ejemplo, la cadena de tiendas El Corte Inglés tuvo un paso por este negocio, mientras que algunos bancos están incursionando en Brasil y Colombia.

2 ¿ESTO ES UNA ALTERNATIVA PARA TODOS LOS CLIENTES? El proyecto de ley divide a los clientes en tres grupos: a los libres que tienen potencia superior a los 5.000 kW y negocian directamente con las generadoras; los medianos con potencias entre 21 kW y 5.000 kW, y los pequeños que son el grupo más numeroso y tienen potencia conectada de hasta 20 kW. Acá están los clientes residenciales, cuya potencia es de hasta 10 kW.

Los comercializadores podrán atender a estos dos últimos grupos y para ello requerirán licencias que otorgará la autoridad. Más allá de las expectativas del ministro Jobet, la experiencia internacional muestra que los niveles de migración de estos segmentos son más bien bajos. En España, a diciembre del 2018, la tasa de cambio de clientes domésticos fue de un 8% y la del segmento Pyme e industrial fue de 23% y 27%, respectivamente. En el Reino Unido, la tasa de cambio de los clientes residenciales entre 2013 y 2017 fue de 12,8% y en ese mismo período en Noruega fue de 15,9%, mientras en Italia llegó al 8%.

El director asociado de la consultora Systep y académico de la Universidad de Chile, Alejandro Navarro Espinoza, explica que la clave está en la sensibilidad de los usuarios al precio. “Si el residencial no ve una ganancia sustantiva que pague el esfuerzo de tiempo de cambiarse de comercializador probablemente no lo hará. Esto puede ser distinto en usuarios medianos y grandes donde el pago de electricidad puede ser una componente relevante de sus costos”, plantea. Y añade que el interés por suministros específicos -como que sea 100% renovable- podría incentivar el cambio.

Por otra parte, para las comercializadoras no todas las zonas ni todos los clientes tienen el mismo atractivo comercial. Acá, dicen en el mercado, surge una observación al proyecto del Gobierno, pues este pretende habilitar la denominada portabilidad eléctrica en forma gradual a partir de ciudades, partiendo por aquellas más vulnerables en términos sociales o ambientales. Este modelo le restaría atractivo económico al sistema porque los costos de instalación comercial podrían ser mayores que los beneficios que podrían obtener.

Los privados plantean que sería más eficiente el modelo comenzando con los consumos de energía más altos para “formar el músculo” que permita abordar después los consumos más bajos, especialmente en zonas menos densas o más alejadas.

3 ¿CUÁNDO SERÁ POSIBLE CAMBIARSE? Acá no hay una sola opinión, pues mientras en el Gobierno aseguran que el sistema estará disponible un año después que el proyecto se apruebe, a juicio de especialistas la portabilidad recién podría partir hacia 2023, cuando la demanda de energía proyectada alcanzaría un nivel adecuado. Hoy en cambio, la demanda es baja y no cubre la energía ya contratada en el sistema regulado. Otras estimaciones apuntan a que dicho balance no se alcanzará antes de 2026 y con ello los clientes residenciales se incorporarían hacia 2032. Esto porque las estrategias de los comercializadores apuntarán a captar primero a los clientes medianos y después a los pequeños.

Claudio Seebach advirtió esta semana en el Congreso que “existe hoy una menor demanda de energía respecto de lo que fue adjudicado en las licitaciones realizadas por el Estado y por eso una reforma al segmento de la distribución tiene que buscar evitar un impacto en el equilibrio económico de esos contratos que son los que precisamente hacen posible esta transición energética de Chile”, dijo.

4 ¿LA ENERGÍA SERÁ MÁS BARATA? Esta es la pregunta que tiene la respuesta más incierta. No existe claridad respecto de si las bajas que la autoridad ha anticipado responderán al efecto de la mayor competencia que se espera o realmente serán fruto de una baja natural producto del fin de contratos anteriores más caros y la entrada de otros más baratos, adjudicados en las últimas licitaciones de suministro.

Otro factor que influiría, dicen en la industria, es el congelamiento de los precios de la energía para evitar nuevas alzas en las cuentas de la luz, ya que este mecanismo considera que hasta 2027 los clientes regulados pagarán en forma adicional por la energía que ahora no se les está cobrando, incluso si migraron al sistema libre. Esto le restaría atractivo a la oferta de los comercializadores, figura que, a juicio de algunos analistas, solo vendría a poner una distorsión adicional a las incorporadas en los últimos doce meses para evitar nuevas alzas en las cuentas de la luz.

Navarro Espinoza dice que los beneficios tarifarios respecto del comercializador están más claros para los clientes medianos, y que respecto del segmento doméstico hay dudas porque es menos elástico al precio y, a la vez, por sus volúmenes de consumo sería menos atractivo para los comercializadores. “Con todo, la idea del comercializador es buena sobre todo en el sector no doméstico. En el sector doméstico, la autoridad tendrá que mostrar que los beneficios son mayores a los costos asociados, tratando siempre que dichos costos sean los menores posibles”, puntualiza.

Reporte mensual septiembre 2020


El Equipo Systep tiene el agrado de presentar el Reporte Mensual del Sector Eléctrico chileno correspondiente al mes de septiembre de 2020.

La editorial de este mes analiza el Proyecto de Ley de portabilidad eléctrica que se encuentra en discusión en el Congreso. La portabilidad eléctrica será exitosa en la medida que existan disminuciones reales de la tarifa minorista y aparezcan nuevos productos que se ajusten a la necesidad de la demanda. En este contexto, La comercialización es sin lugar a duda una buena idea, pero si se quiere desarrollar en forma óptima es vital dimensionar los costos de su incorporación (evitando sobrecostos innecesarios) de tal manera que sean mucho menores que sus potenciales beneficios, y para ello es clave discutir y analizar largamente su correcta implementación.

Adicionalmente, las estadísticas del Reporte y del sector eléctrico están disponibles para ser descargadas en formato Excel desde nuestro portal web de estadísticas. A través de esta medida, buscamos facilitar el acceso de la comunidad a la información relativa al sector eléctrico, para lo cual recopilamos y organizamos mes a mes los datos más relevantes del SEN:

Análisis de la operación.
Proyección Systep de costos marginales.
Resumen por empresa.
Suministro a clientes regulados.
Energías Renovables No-Convencionales.
Monitoreo regulatorio y hechos relevantes.
Proyectos en el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental.

Racionamiento eléctrico en California alimenta debate en Chile

La medida afectó al 10% de la población del estado y se debió a la imposibilidad del sistema para cubrir el peak de demanda solo con generación renovable, debido al retiro anticipado de la capacidad convencional de respaldo. Algunos vieron en este episodio un adelanto de lo que podría suceder en Chile en unos pocos años.

+Jéssica Esturillo O.

Fuente: El Mercurio

A mediados de agosto, el estado de California tuvo cuatro días para el olvido. A la preocupación por los incendios forestales, que cada año arrasan con más fuerza a esta zona de Estados Unidos, este año se sumaron las restricciones de movilidad producto de la pandemia y una ola de calor que en algunas zonas elevó los termómetros hasta los 39°C. Este cóctel hizo que la demanda eléctrica subiera tanto que, aunque no alcanzó a batir récords, hizo colapsar el sistema eléctrico, que no fue capaz de cubrir el peak de consumo. ¿El resultado? Cortes programados del suministro que entre el viernes 14 y el lunes 17 afectaron a cerca del 10% de la población del estado, es decir, 3,3 millones de personas de un total que bordea los 39 millones.

La última vez que California tuvo que aplicar una medida tan extrema fue hace 20 años, a razís del escándalo de manipulación de precios de la energía que derivó en el bullado caso Enron. Esta vez los apagones enfurecieron a las autoridades locales que exigieron investigaciones, y dieron pie para diversas acusaciones entre las empresas de energía, el operador del sistema y los legisladores.

Óscar Morales, líder de proyectos de la consultora Systep , explica que los análisis preliminares muestran que el racionamiento en California tuvo causas estructurales y coyunturales. Entre las primeras está el retiro de alrededor de 5.000 MW de unidades de gas natural en los últimos tres años, como parte del proceso de transición hacia una matriz con menos emisiones, mientras que entre las razones coyunturales, están los incendios forestales y la reducción de las importaciones de electricidad desde los estados vecinos, también afectados por las altas temperaturas.

En la práctica lo que sucedió es que el peak de consumo eléctrico se produjo justo en las horas de la tarde en las que la generación renovable comienza a declinar. Esto, sumado al retiro de unidades convencionales entre las que figura incluso una de las dos centrales nucleares que abastecen el estado (la segunda comenzará su cierre a partir de 2024), hizo que la energía no fuese suficiente, disparando además el precio mayorista de la energía, que el sábado 15 de agosto llegó a superar los US$ 3.800 por MWh, cien veces más que el precio habitual.

Los especialistas coinciden en que el problema de California no es la incorporación y el futuro predominio de la generación renovable, sino que ese proceso de descarbonización no se ha dado en conjunto con otras modificaciones tecnológicas, normativas y de mercado. “California lleva dos décadas siendo un referente a nivel mundial de las buenas y también de las malas noticias en materia energética y ver lo que pasó hace unos días es ver lo que puede pasar en Chile dentro de diez años o menos, si no tomamos los debidos resguardos en la descarbonización”, dice Daniel Salazar, socio director de la consultora EnergiE.

El también exdirector ejecutivo del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), ente que opera el sistema eléctrico local, agrega que mientras California llegó al extremo del racionamiento, en Chile se discute un proyecto de ley que obligar a cerrar todas las centrales a carbón a 2025. “Cómo no vamos a poder ver el riesgo que corremos al precipitar un proceso que requiere de tiempos que no pueden ser breves y que ya está más acelerado respecto del cronograma original. La descarbonización es mucho más que un itinerario con fechas, es un proceso que requiere conducción y eso no ha estado, solo nos hemos llenado de anuncios que se presentan para las posiciones maximalistas que vemos en el Congreso”, asegura Salazar.

Morales coincide y comenta que todo proceso regulatorio que involucre una modificación significativa del parque de generación, debe venir soportado por análisis técnicos, económicos, ambientales y sociales que recién están en estudio por parte del CEN. “Se debe determinar si el parque de generación luego de retirar unidades es capaz de atender las variaciones de la generación solar y eólica, así como también si podría suministrar la demanda ante situaciones coyunturales”, puntualiza.

Los datos de Systep muestran que cuando el viento deja de soplar y la intensidad solar baja, en un lapso de no más de cuatro horas, el sistema eléctrico pierde del orden de 900 MW, lo que equivale al 9% de la demanda máxima diaria. “Esta variabilidad aumentará en los próximos tres años, debido a que se tiene prevista la puesta en operación de 3.000 MW de nuevas centrales eólicas. Por lo tanto, el manejo de la variabilidad de la generación eólica se tornará más importante para los próximos años”, dice Morales.

Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadoras, gremio que agrupa a productores eléctrico, dice que si bien el sistema eléctrico californiano tiene importantes diferencias con el chileno, y los efectos del cambio climático serán diferentes a lo ancho del planeta, Chile es particularmente vulnerable y eso requiere un proceso robusto y ambicioso de adaptación y ante eso, precisa, la descarbonización debe ser estructural, con avances en múltiples dimensiones, como el retiro de centrales a carbón, la integración de fuentes renovables, y una mayor electrificación de consumos basados en fósiles. “Todas estas medidas constituyen desafíos técnicos que requieren una actualización regulatoria, que sea capaz de ser predecible para continuar atrayendo las inversiones requeridas para la transición, y lograr un sistema eléctrico lo suficientemente flexible y resiliente, para responder a las necesidades operativas que exijan, por ejemplo, eventos extremos como los ocurridos en California.

Centrales a carbón mantienen liderazgo en la matriz

Durante los meses de invierno explicó el 34,7% de la producción eléctrica en el país. En paralelo, el proyecto de ley que busca adelantar en varios años el plan de descarbonización suma apoyos.

Fuente: Pulso – La Tercera

Aunque el plan para modificar la matriz energética y desplazar al carbón muestra varios avances, en el último tiempo este combustible ha conseguido retener el número uno entre las fuentes de producción de electricidad. De acuerdo con cifras del Coordinador Eléctrico, durante los meses de junio, julio y agosto -meses más fríos y lluviosos y, por lo mismo, más intensivos en el uso de energía- el 34,7% de la producción eléctrica se debe a este energético, que lo pone muy por sobre el gas o la hidroelectricidad (ver gráfico).

Este número representa un descenso de cuatro puntos respecto al mismo período de 2019, señal de avance en la retirada de este energético. A la fecha hay tres unidades cerradas y a fines de este año habrá dos más. Se espera que haya 11 unidades cerradas antes de 2025, que representan el 30% de la capacidad instalada en base a ese combustible.

Pero, ¿es suficiente este avance? En el Congreso creen que no y, por eso, se presentó un proyecto de ley que busca el cierre total del parque a carbón no en 2040 como está pactado, sino a más tardar en 2025, iniciativa que se aprobó en particular en la Comisión de Medio Ambiente de la Cámara a comienzos de agosto.

La iniciativa preocupa a la autoridad. El secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), José Venegas, dijo que “los cálculos que habitualmente se hacen son muy simplistas y desconocen la complejidad de la operación del Sistema Eléctrico. Se suman los megawatts de capacidad instalada y eso no es lo correcto”.

“No es llegar y comparar megawatts instalados ni reemplazar generación segura en gran proporción que representa hoy el carbón por hipotéticos proyectos o desarrollos de inversión que supuestamente ocurrirán. En la CNE hemos hecho esas simulaciones y consideramos imprudentes proceder a una descarbonización rápida sin disponer infinidad de medidas que serían necesarias”, complementó.

En esa misma línea, en el reporte mensual de la consultora Systep plantearon diversos argumentos para apoyar que, por ahora, no se ve factible eliminar el carbón a 2025. “El retiro anticipado del carbón resultaría en un alza de los costos marginales promedio del sistema del orden de 104% en el corto-mediano plazo, como consecuencia del mayor despacho de centrales a gas y diésel. A nivel mensual, el costo marginal podría aumentar hasta en 124 US$/MWh, en condiciones hidrológicas muy secas”, se planteó.

El presidente ejecutivo de Generadoras de Chile, señaló que es importante impulsar proyectos que permitan el desarrollo de tecnologías limpias y que eviten crear incertidumbre regulatoria. “Cualquier política pública que se impulse tiene que ser costo efectiva, con las evaluaciones medioambientales, sociales, económicas y técnicas que corresponde, de modo de asegurar un suministro energético seguro, confiable, sustentable y a precios razonables”, agregó.

En tanto, la directora de Chile Sustentable, Sara Larraín, se mostró favorable al proyecto. “El plazo a 2040 es ridículo. El mercado y las casas matrices empujaran a las carboneras a salir antes y el gobierno habrá hecho el ridículo en su posición conservadora. Lo mismo les paso con las ERNC. La ley exigía 20% de ERNC al año 2025, pero eso ya se logró en 2019”, manifestó.

Reporte mensual agosto 2020

El Equipo Systep tiene el agrado de presentar el Reporte Mensual del Sector Eléctrico chileno correspondiente al mes de agosto de 2020.

La editorial de este mes analiza el Proyecto de Ley que busca acelerar el retiro de centrales a carbón del Sistema Eléctrico Nacional. En nuestro análisis de los efectos asociados a esta iniciativa, proyectamos un posible aumento en los costos marginales del sistema, que podría desencadenar en un alza de las tarifas a clientes regulados producto de la posible renegociación de contratos. Se comenta también sobre los potenciales efectos en generación, transmisión, emisiones, entre otros. Se destaca la importancia de políticas progresivas y transitorias, a fin de evitar incurrir en costos y riesgos innecesarios para recorrer el proceso de descarbonización.

Adicionalmente, las estadísticas del Reporte y del sector eléctrico están disponibles para ser descargadas en formato Excel desde nuestro portal web de estadísticas. A través de esta medida, buscamos facilitar el acceso de la comunidad a la información relativa al sector eléctrico, para lo cual recopilamos y organizamos mes a mes los datos más relevantes del SEN:

Análisis de la operación.
Proyección Systep de costos marginales.
Resumen por empresa.
Suministro a clientes regulados.
Energías Renovables No-Convencionales.
Monitoreo regulatorio y hechos relevantes.
Proyectos en el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental.