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Rubén Sánchez, de ACENOR:
“El número de clientes libres debería registrar un importante aumento en los próximos años”

El número de participantes en el segmento podría incluso duplicarse o triplicarse hacia el próximo ejercicio, no obstante, no representaría un problema mayor para el sistema. Para profundizar en torno a este tema y conocer los desafíos del sector, conversamos con Rubén Sánchez, Director Ejecutivo de la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados A.G., ACENOR.

Hace unas semanas se dio a conocer una extensa lista de clientes regulados que podrían pasar a ser libres. ¿Cómo ve este escenario?
Para nosotros, esta situación corresponde a una migración natural producto de los cambios de regulación y señales de precios de energía a la baja, en especial desde 2017 en adelante, por exceso de oferta, menor demanda y costos de commodities e incorporación masiva de ERNC. Ello evidentemente generará una mayor competencia entre empresas generadoras y distribuidoras por suministrarlos, en especial ante el débil crecimiento de la demanda, y por ende posiblemente redunde en mejores condiciones de precios, lo que resulta esencial para un mercado que pretende ser competitivo.

Además, esto podría generar un impulso a las empresas generadoras, especialmente las más pequeñas, que antes tenían dificultad para obtener esta información, y que son las que en las últimas licitaciones de las distribuidoras ofrecieron precios más baratos. Lo anterior facilitará realizar acuerdos en forma directa, con lo que el número de clientes libres debería registrar un importante aumento en los próximos años, ya que entendemos que en la actualidad muchos clientes estarían negociando un contrato con alguna generadora o con un intermediario comercializador.

En todo caso, los principales retos son para los propios clientes que pasarán a ser libres, pues tendrán que asumir tener una mayor participación en el desarrollo de la industria, particularmente para los que negocian directamente con generadores, ya que tendrán que asumir un rol más activo en un área muy distinta a su actividad central, pues los incentivos asociados al desarrollo de los sistemas de transmisión ahora pasarán a los clientes, debiendo participar no solo en procesos regulatorios, sino también de planificación y expansión de la transmisión.

A su juicio, ¿está el mercado eléctrico preparado para un aumento de clientes libres?
Creo que sí está preparado, ya que, si bien es un número de clientes grandes, es menor en consumo. Según datos del Coordinador Eléctrico Nacional, el consumo del segmento de clientes libres solo creció en torno al 12% en 2017 respecto al ejercicio anterior, y ello representaría, a nivel preliminar, solo un 14% de las ventas mensuales de electricidad del segmento regulado y un 7% del sistema en general. No obstante, se estima que el número de clientes libres se triplicará al 2019, pues los clientes libres de distribuidoras, pese a que son más pequeños y menos electrointensivos que los tomados directamente del sistema de generación, son más numerosos. Esto generará oportunidades para los propios clientes que pueden pasar a ser libres, porque siempre resulta conveniente ser consumidor de energía no regulado, especialmente para aquellos en que la energía eléctrica significa un costo relevante y estratégico, ya que, si bien la seguridad y la confiabilidad la da el sistema eléctrico general, los detalles particulares pueden ser fijados en cada contrato de suministro, de acuerdo a la realidad particular productiva de cada cliente libre.

¿Existen debilidades ocasionadas por este aumento de clientes libres?
Tal como lo advirtió una empresa consultora, prevemos que podrían producirse efectos negativos para los clientes regulados, si eventualmente aumentan los precios de energía de sus futuras licitaciones. Esto podría ocurrir en el caso que los generadores incorporen a los precios ofertados una prima por riesgo asociada, dado que con la migración y la baja tasa de crecimiento de la demanda, las compras de las distribuidoras se encuentren lejos de las expectativas de las empresas que ganaron bloques en las últimas licitaciones reguladas, lo que además representaría un riesgo para el sector, al generarse menores flujos monetarios, lo que dificultaría el financiamiento bancario de los proyectos.

Además, las empresas suministradoras deberán reestructurar sus estructuras comerciales para atender a estos nuevos clientes sin afectar los procesos de facturación y atención comercial que requieren los clientes libres.

¿Qué desafíos enfrentan hoy los consumidores de energía no regulados?
Los principales desafíos que enfrentan los clientes libres es participar del desarrollo de la industria eléctrica en temas técnicos -como planificación energética y expansión de la transmisión-, y en fiscalizar que los costos eléctricos obedezcan a una operación eficiente, ya que además que la ley considera a los clientes libres como un coordinado más, con iguales derechos y obligaciones que el resto de los actores de la industria, ahora estos se hacen cargo directo del pago de todas las cuentas eléctricas adicionales al suministro de energía, en forma estampillada a su consumo. En especial porque el desarrollo de la transmisión se contempla con holguras, todo lo cual ha implicado un cambio radical en pasar de una posición de consumidores históricamente pasivos a tener ahora por obligación que asumir un rol completamente activo, lo que sin duda se escapa de la gestión de su propio giro productivo, sin tener muchas veces la estructura y competencia técnica necesaria.

Además, los clientes libres que migren, deberán establecer una segunda relación comercial, una con la nueva empresa generadora que los suministre y otra con la empresa distribuidora, a la que seguirán ligado por el uso de las redes de distribución donde se encuentran emplazados como clientes.

En cuanto a los aspectos normativos, ¿qué temas quedan pendientes?
Consideramos que deben cerrarse rápidamente temas aún abiertos de la nueva Ley de Transmisión, especialmente en lo referente a los cargos de transmisión nacional, vía la aplicación del Artículo 25 Transitorio de la ley, que resulta especialmente engorroso de entender, y la aplicación en el mismo del cargo equivalente de transmisión CET. Este permitirá a los clientes libres acogerse al mecanismo de rebaja del peaje de inyección durante el período transitorio 2019-2034, con un descuento en la tarifa de suministro de la empresa generadora al cliente, lo que requiere modificar los contratos de suministro existentes, para que de ese modo los clientes libres paguen directamente los cargos de transmisión nacional en base al nuevo régimen de pago de peajes por estampillado, proceso que hasta el 20 de julio de 2018 permite que las partes se acojan a dicho mecanismo, cuya metodología aún la está definiendo la CNE, y que tendría efecto a partir del año 2019.

Asimismo, consideramos muy importante enmendar la implementación de recientes cargos zonales, pues estos en 2018 tuvieron un aumento explosivo al cambiarse -aparentemente- los criterios con que fueron determinados, por considerarse un estampillado sin considerar diferencias de instalaciones por separación por nivel de tensión, y considerando instalaciones de empresas reales en vez de modelo y agrupando anteriores zonas de sistemas de subtransmisión en actuales zonales, y considerando para estos cálculos ingresos tarifarios iguales a cero. Esperamos que a ello no se agreguen nuevos aumentos de costos eventuales que agobian a la industria productiva.

Por último, no hay que olvidar que aparecerán nuevos temas que se deberán normar y que seguramente generarán reasignaciones de costos, como son el manejo de fuentes de flexibilidad, almacenamiento de energía, electromovilidad, servicios complementarios, que a partir de 2020 operarán bajo mecanismos de licitaciones y subastas, reforma a la ley de distribución, generación de polos de desarrollo, interconexiones internacionales e integración, cumplimiento de acuerdos de cambio climático, etc.

¿Qué aspectos destacarían?
Respecto a temas contingentes, consideramos positivo que el Ministerio de Energía haya retirado el reglamento de servicios complementarios que permitiría mejorar la calidad y seguridad del suministro eléctrico, ello como un proceso de revisión legislativa, pues a nuestro juicio quedaron temas de fondo no resueltos que fueron advertidos en su oportunidad, como revisar ciertas temáticas relacionadas con las asignaciones de los pagos a los agentes, abogando en especial por la eficiencia económica, neutralidad tecnológica y evitar subsidiar tecnologías específicas para la generación de energía. En este caso, creemos que se deberían asignar los costos de los servicios complementarios a quienes generan los problemas y los pagos a quienes los solucionan.

Asimismo, consideramos positivo el plan de la autoridad “+Energía” para destrabar o agilizar proyectos de inversión energéticos por temas administrativos, ambientales y judiciales a objeto de evitar congestiones innecesarias, disponer de más insumos o más baratos como el GNL, y aumentar la competencia y bajas de precios.

Mayo 2018
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