En esta fase, los usuarios administran la energía que compran y la venden cuando resulta más conveniente.
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El proceso en que usuarios industriales de energía negocian directo con las generadoras a través de licitaciones privadas para dejar de pagar precios regulados, es un mecanismo que ya probó su efectividad.
Cifras del Ministerio de Energía a abril de este año hablan de 250 empresas (125 del área comercial y el resto industriales y de la construcción) que se convirtieron en clientes libres, buscando beneficiarse, en parte, de la señal de precios más bajos que dejó la gran subasta regulada de agosto de 2016.
Este número equivale a unos 1.200 GWh, volumen levemente inferior a la licitación de clientes regulados que se realizará el próximo mes.
Las estimaciones apuntan a que esta opción de cambio, vigente desde 2015, podría ser adoptada por unos diez mil usuarios. Sin embargo, conocedores de estos temas aseguran que las posibilidades de conversión son menores porque este mercado está al borde de la consolidación.
A raíz de lo anterior se estaría configurando una nueva etapa en la que estos consumidores perseguirán gestionar de mejor forma la energía que están comprando, aprovechando para ello la renovación de sus contratos con las generadoras, convenios que en promedio duran cuatro años, explica Sebastián Novoa, director ejecutivo de Ecom Energía, empresa que presta servicios de agregación de demanda y administración de contratos eléctricos.
“La idea es hacer que la energía se convierta en una fuente más de ingresos para estas empresas, lo que en términos anuales podría llegar a representar cifras importantes, que representan un crédito que la empresa puede usar a favor de su factura eléctrica”, precisa el ejecutivo.
Contratos a todo evento
Este modelo resulta útil para empresas que tienen procesos con consumos intensivos de electricidad.
En estos casos el requisito es que el cliente vea la electricidad como un activo que puede gestionar y no le tema a la alternativa de firmar contratos en modalidad “take or pay”, en la que se compromete a pagar el suministro a todo evento, ya que esto les permite administrar el recurso y obtener precios más competitivos.
En paralelo, estos clientes deben incluir una cláusula para mandatar al generador a vender en el mercado spot aquella energía que el cliente no consuma.
A su vez, para lograr estas holguras de energía, el industrial debe adaptar sus procesos productivos al perfil estacional de los precios de la energía. Esto implica concentrar la operación en la época del año en que el costo marginal es más bajo (entre octubre y abril), para reducirlo cuando éste se incrementa.
En este último período la empresa vende ese excedente en el mercado spot a un precio más alto que aquél fijado en su contrato.
“Una empresa que compra energía a un precio fijo de US$ 55 por MWh y aprovecha ciertas oportunidades para ajustar su operación y vender en el mercado spot la que no está utilizando, podría obtener un crédito equivalente a tener un contrato a US$ 44 por MWh y eso, medido en un año, podría ser equivalente a ingresos por US$ 1 millón”, comenta Novoa.
Este modelo fue instaurado por la industria minera, como es el caso del convenio que Codelco mantiene con Colbún, y también es común a nivel internacional, como en Brasil
Un ejemplo concreto de esto es el de un importante fabricante automotriz que en 2014 aprovechó la coyuntura de altos precios que, a raíz de una extrema sequía, se dio en el gigante sudamericano y al contar con stock disponible por la menor actividad económica, cerró sus instalaciones durante un mes. En dicho período vendió toda su energía en el mercado, logrando una ganancia que bordearon los US$ 20 millones.
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Fuente: Diario Financiero www.chileenergias.cl
