Clientes industriales calculan alza de costos de 360% desde 2016

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Francesca Milani, presidenta del directorio de la Asociación de Clientes de Energía No Regulados, aborda los cambios que impulsa el gremio para tener un papel más activo en las discusiones del sector eléctrico.

Fuente: Revista Electricidad ,Marzo 2021 Nº252

Desde julio del año pasado Francesca Milani esta a la cabeza del directorio de la Asociación de Clientes de Energía No Regulados (Acenor A.G.), iniciando un proceso de modificaciones para que el gremio tenga una presencia más activa en las discusiones del sector eléctrico, donde varias regulaciones han producido más de un impacto en los clientes libres industriales.

La ejecutiva, que también es Regional Supply specialist Energy & Utilities de Anglo American, detalla a ELECTRICIDAD las expectativas que tienen para este año, donde esperan ver cambios para poder enfrentar el aumento de costos que no se pueden gestionar, los cuales han subido en más de un ítem.

Cambios

¿Cuáles son las principales medidas que están impulsando para modernizar al gre­mio?

Nos hemos propuesto ser parte activa de las discusiones que se llevan a cabo en el sector eléctrico. Con la Ley de Transmisión de 2016, la regulación ha aumentado drásticamente los cos­tos traspasables a los clientes finales, sin disponer de herramientas regulatorias que nos permitan gestionarlos. Creemos que es importante, enton­ces, que los clientes tengamos una participación activa, exponiendo nuestros puntos de vista, y así lograr un sistema eléctrico con mejores señales y a menor costo. Para ello, hemos cambiado nues­tros estatutos, modernizado nuestros canales de comunicación y presentación (página web, por
ejemplo), contratando asesorías para los procesos tarifarios y regulatorios, además de generar un plan de trabajo claro, con nueva dirección y más recursos.

Desde la perspectiva de los clientes li­bres industriales, ¿cómo se ve este año en cuanto a demanda y crecimiento?

Estamos optimistas. Después de un complejo cie­rre de 2019 y un 2020 fuera de todo pronóstico, las señales dadas en nuestro país yen el mundo respecto a la recuperación de la economía y la superación del Covid-19 son positivas. Esperamos un crecimiento de las actividades industriales y, por ende, una mayor demanda de energía. A esto debemos sumar dos factores que permitirán que, pese a ese aumento de demanda, seamos como sector más sostenible y armónicos con la socie­dad: la recientemente aprobada Ley de Eficiencia Energética y la inclusión del hidrógeno verde y la electromovilidad en nuestras actividades.

¿Cuáles son los temas prioritarios que tiene el gremio para este año?

Son dos ámbitos de acción igualmente priorita­rios. Lo primero es posicionar la relevancia de la participación de los clientes en la construcción de políticas públicas, regulaciones, discusión normativa y análisis de sus efectos. Por muchos desafíos, el sector ha sido construido desde las ge­neradoras y transmisoras, pero a veces olvidando que el fin último del sector eléctrico es justamente suministrar a los clientes de forma segura, eficiente y sostenible. El segundo ámbito son los temas específicos que nos afectan: el costo y sostenibilidad del suministro energético, cómo avanzamos en la transición hacia fuentes menos contaminantes en forma segura y sostenible, la discusión del nuevo reglamento de potencia, expansión eficiente de la transmisión y el funcionamiento de Servicios Complementarios, cuyos costos se han elevado considerablemente estos últimos años sin que se haya evidenciado por nuestra parte una mejora en la seguridad y en la calidad de servicio. Es prioritario que estos últimos sean entregados en forma eficiente y al menor costo posible para el sistema.

¿Tienen una estimación de cuanto subieron los costos para el sector en los últimos años?

De acuerdo a nuestras estimaciones, los pagos que son traspasados di­rectamente a los clientes sin que podamos gestionarlos u opti­mizarlos, han aumentado en aproximadamente un 360% entre 2016 y 2020, pasan­do de US$3 a US$13 por MWh. La mayoría de los clientes no han podido capturar aun la baja en precios de energía, ya que mantienen con­ tratos firmados en años en que el precio de energía era mucho mayor, con duraciones de hasta 30 años, solo teniendo la opción de re­negociar, lo que no permite acceder a los precios vistos en las licitaciones de suministro regulado el día de hoy. Sin ir más lejos, el precio me­dio de mercado de los clientes libres ha permanecido prácticamente igual en dólares: el promedio en 2015 fue de US$91 por MWh y en febrero de 2021 fue de UUS$93 por MWh, lo cual refleja que los precios de suministro eléctrico se man­tienen altos.

¿Qué tema regulatorio es el que más pre­ocupa al sector?

En particular, son los costos que no podemos gestionar. Por ejemplo, el año pasado nos ocupó la entrada en vigencia del nuevo régimen de Servicios Complementarios y su aumento de precios, los cuales subieron en 150% (incluyendo sobrecostos) desde 2016 a la fecha, pagando los clientes alrededor de US$200 millones por este concepto, según nuestras estimaciones. Esto originó diversas discusiones en las que ha participado Acenor, las que derivaron en modificaciones efectuadas por la CNE en los últimos meses del año pasado. Falta por versus resultados, en que esperamos que se disminuyan parte de los costos extras que pagamos en 2020. Pagamos montos muy altos solo por definiciones normativas o de aplicación que no reflejan mejoras en el servicio. Respecto a la potencia, se encuentra en discusión cómo incorporar señales eficientes a la oferta y la demanda, esencial para la transición energética que comenzamos. También son de nuestro interés los planes de expansión de transmisión, que deben ser costo eficiente. Entre 2016 y 2020 los costos que pagamos los clientes en transmisión nacional subieron en más de 500%, y el precio medio de mercado se mantiene prácticamente igual.

¿Puede profundizar la propuesta de Ace­nor sobre remuneración granular despa­cho multiliquidación?

Los mercados de liquidación múltiple son muy comunes en Estados Unidos yen Australia. Con­sisten en un mercado de tipo Day Ahead ejecutado antes de la operación en tiempo real. Se estable­cen compromisos financieros (no físicos) vincu­lantes para generadoras y los consumes durante las 24 horas del día siguiente. Los generadores que usan recursos primarios no gestionables (eólicos, hidráulicos de pasada y solares) definen las cantidades a producir para cada hora del día siguiente y los clientes definen su consume para cada hora del día siguiente, minimizando el costo total de operación.

Una operación más frecuente del mercado en tiempo real establece señales de precios más precisas y niveles de despacho con costos más bajos, lo que es importante con el incremento de variabilidad e incertidumbre. Esto significa que más desviaciones entre los despachos de generación Day Ahead y tiempo real pueden ser llevadas a precio. Durante una hora, puede ser necesario que una central aumente y reduzca su generación para mantener el equilibrio del sistema. Si el despeje del mercado en tiempo real se hace varias veces dentro de dicha hora, el proveedor enfrentara altos precios durante los periodos en que tiene que aumentar su producción y un precio menor durante los periodos en que deba reducir su generación, en lugar de un precio único promedio durante toda la hora.

Cuando se tiene una gran cantidad de generación variable e intermitente, el precio eficiente de la
energía cambia con mayor frecuencia respondien­do a los cambios de generación. Así, a medida
que los intervalos de despeje de los precios sean más y más cortos (granularidad temporal), mejor
se recompensarán las inversiones y la operación de recursos flexibles, disminuyendo el costo de
la energía que pagan los clientes.

¿Qué impacto tendrían estas propuestas?

Los mercados mayoristas de Estados Unidos fijan precios en el mercado en tiempo real cada cinco
minutes, recompensando así a los recursos que otorgan rampas rápidas, tanto en la oferta como en la demanda, sin necesidad de agregar nuevos cargos a los clientes, lo que en sí ya es un gran beneficio. Un mercado de liquidación múltiple presenta beneficios como: valorar la capacidad de despacho de las unidades de generación, permitir una programación más eficiente de los recursos hidroeléctricos y térmicos; gestionar mejor los cos­tos de arranque y parada y mínimos de generación en la operación de unidades; facilitar la entrada de nueva capacidad de generación en especial intermitente; viabilizar las inversiones en almacenamiento y la participación activa de la demanda; reducir la necesidad de SSCC de reserva, entre otros. Cuantitativamente, y dado que Chile no cuenta ni con granularidad ni multiliquidación, nose puede cuantificar lo anterior sin hacer simulaciones de­talladas. Sí es posible estimar su impacto a partir de mercados que ya introdujeron estos conceptos, en los que se han reducido los precios totales de
suministro en alrededor de 10 %.

¿Tienen otras propuestas para las discu­siones regulatorias en la industria?

Trabajamos en distintos ámbitos y la idea justa­mente es generar propuestas que aporten valor. Por ejemplo, avanzar en el principio de causalidad en la asignación de costos del sistema, o apoyar la portabilidad en distribución, pues debiera be­neficiar a todos los clientes finales, en particular a los industriales más pequeños. Otro punto re­levante es poder ajustar el precio de potencia al costo real de una unidad de punta, que las horas de punta sean eficientes para los clientes, y una asignación de potencia de suficiencia eficiente a la oferta a través de metodologías probabilísticas que evalúen el real aporte a la suficiencia de cada tecnología, eliminando el prorrateo simple. Para cada discusión regulatoria, el sector podrá escuchar nuestra voz, y esperamos de esa forma contribuir a construir un mejor sistema eléctrico para todos.