Vuelve la competencia por contratos en mercado no regulado de Chile

El componente eléctrico de los precios de los contratos de suministro a clientes no regulados en Chile se ha estabilizado e incluso comenzó a disminuir luego del alza que partió en 2021, dijo una fuente a BNamericas.

Chile tiene alrededor de 2.000 clientes no regulados, y cerca de dos tercios del consumo deriva del sector minero.

Los clientes del segmento no regulado pueden negociar su suministro de energía eléctrica de manera directa con productores independientes a través de los contratos PPA.

Los precios de los PPA están estrechamente vinculados a las proyecciones de los costos marginales de la generadora para el período contractual, que suele ser de cuatro años, dijo Pablo Demarco, CEO de Plataforma Energía, la primera y más grande plataforma de comercialización de energía de Chile.

Luego de desplomarse al comenzar la explosión de las renovables en Chile, que desencadenó una migración hacia el segmento no regulado, los precios de los PPA empezaron a subir al conspirar diversos factores, ante todo una sequía que afectó el orden de despacho y luego la inflación de los hidrocarburos.

Desde 2020, el componente energético de los precios de los contratos ha aumentado en un promedio de 40-50%, lo que se traduce en un alza global de aproximadamente 20-25%, dijo Demarco.

Es un problema “bien dramático” que afecta a todos los clientes no regulados, dijo el ejecutivo, y agregó que esa es la realidad que experimentan al renovar sus PPA.

Para los clientes no regulados que pueden cambiarse al régimen regulado, aconsejó no hacerlo, pues las tarifas reguladas están aumentando con rapidez después de estar prácticamente congeladas durante cuatro años.

Sin embargo, el mercado no regulado ha comenzado hace poco a adaptarse y ha disminuido la incertidumbre entre las generadoras y comercializadoras.

“Volvió la competencia”, dijo Demarco. “El mercado está siendo más favorable y está tendiendo a bajar, no mucho, pero eso muestra que se está ajustando en este escenario un poco más competitivo”.

El incremento en el número de agentes nuevos o que vuelven a abastecer está reduciendo la asimetría de la información sobre precios.

Sobre los potenciales factores detrás del repunte en el movimiento de la oferta, Demarco dijo que de alguna forma "está más claro que ya no estamos en un punto volátil".

“Estamos en una situación un poco más clara de que esta es la nueva realidad del sistema”, indicó. “Ya no hay tanto ruido con el precio de los combustibles, está un poco más estable”.

Demarco instó a los clientes a solicitar asesoría, al menos con un año de antelación, cuando busquen su fuente de energía eléctrica, y añadió que sigue observándose una tendencia hacia los contratos a la medida. Por ejemplo, los contratos pueden tener diferentes precios en función del bloque de horario.

Se consideran clientes no regulados aquellos usuarios conectados a más de 500kW de potencia y que hayan optado por este régimen o aquellos conectados a más de 5MW. Aquellos con potencia inferior o igual al umbral de 500kW no tienen elección de proveedor de energía.

El tribunal de defensa de la competencia TDLC conoció hace poco los argumentos a favor y en contra de reducir a 300kW el umbral para acceder al mercado no regulado.

La audiencia pública se realizó tras una solicitud del Ministerio de Energía el año pasado para la elaboración de un informe al respecto. También se tomaron en cuenta las peticiones de la asociación local de comercializadoras de energía, ACEN, para rebajar las exigencias. Diversas pymes y cooperativas han hecho un llamado similar.

SISTEMA ELÉCTRICO DE CHILE

A pesar de la alta penetración de las fuentes renovables durante el día, que puede reducir los costos marginales a cero, Chile aún depende en gran medida de la costosa producción termoeléctrica durante la noche.

La penetración del almacenamiento de energía —y la duración de la descarga— todavía es relativamente baja y la instalación de nuevas hidroeléctricas se ha desacelerado mientras que la demanda ha crecido, lo que disminuye la capacidad relativa de estas plantas para desplazar la generación termoeléctrica más costosa después de la puesta del sol.

“Hay que pensar que la [energía] hidroeléctrica es nuestra ‘batería’ natural, uno puede gestionar el agua embalsada”, dijo Demarco, cuya compañía también opera en Perú.

“La hidroelectricidad era muy preponderante por la época del 2000, pero ahí en adelante se han desarrollado muy pocas centrales de embalse. Por lo tanto, esta 'batería natural nos quedó chica”, indicó, a lo que agregó que sí podrían ayudar en un año lluvioso, pero “esta agua se va a consumir de un año para otro”.

Por ende, “este problema de la curva del pato [que muestra la diferencia entre la demanda de electricidad y la cantidad de energía renovable disponible a lo largo del día] va a seguir existiendo”, advirtió.

Además, las centrales a carbón despachan energía durante el día, dada la función estabilizadora de la red que desempeñan y puesto que no pueden simplemente encenderse y apagarse.

A su vez, estas y otras unidades termoeléctricas no solo desplazan parte de la producción de energías renovables, sino que ejercen una presión al alza sobre los costos sistémicos, que se trasladan a los clientes no regulados, lo que a su vez incide en los precios finales de los contratos.

Algunas termoeléctricas incluso funcionan a cerca de la mitad de su capacidad instalada en horario diurno.

Sin embargo, a partir de 2026, según las proyecciones del Ministerio de Energía, los sistemas de almacenamiento reducirían los costos sistémicos en aproximadamente un 12% y posibilitarían un aumento de cerca de 15% del despacho de energías renovables.

Chile contaría con 2GW de baterías instaladas o en fase de instalación en 2026. El objetivo del ministerio para 2030 es de 6GW.

La capacidad instalada nacional, incluidas las centrales en fase piloto, sumaron 38,4GW en septiembre, según un informe de la asociación de renovables y almacenamiento Acera. Las energías renovables no convencionales llegaron a 18,4GW, la hidroeléctrica convencional a 6,97GW y la térmica a 12,7GW, mientras que el almacenamiento se ubicó en 872MW.

Durante una reciente conferencia, diversos participantes señalaron que los sistemas de almacenamiento podrían desempeñar un papel estabilizador de la red, a través del mercado de servicios auxiliares, pero que se necesita una mayor claridad regulatoria en torno a los ingresos.