Precios dinámicos y retail de electricidad competitivo

La integración a la red de electricidad de la generación renovable variable, vehículos eléctricos y sistemas de almacenamiento, necesitará de una interacción mucho más cercana entre generadores y consumidores. Para ello, se requieren sistemas de control y medición mas sofisticados, las llamadas redes inteligentes. Sin embargo, para que estas redes inteligentes sean realmente efectivas es esencial avanzar paralelamente en la modernización de la comercialización de electricidad.

Mientras algunos países han separado la distribución de electricidad de su comercialización. En Chile, cada pequeño cliente, principalmente hogares, comercio y pequeñas empresas, es suministrado por un distribuidor que tiene un monopolio legal en su área de concesión. En efecto, el distribuidor compra energía y capacidad a los generadores en contratos de largo plazo, para luego venderla a cada uno de sus clientes en su área de concesión.

Por lo tanto, los distribuidores, además de desarrollar y mantener la red de media y baja tensión, el “negocio de los cables”, venden electricidad a los hogares según las tarifas, definidas por la Comisión Nacional de Energía (CNE), en un negocio de comercialización minorista, o retail de electricidad regulado  (Galetovic, Inostroza y Muñoz, 2004).

Así en Chile, la ley de electricidad no permite a los clientes el acceso al mercado mayorista ni la competencia en el suministro de estos pequeños clientes. En su lugar, definió a los grandes clientes, principalmente industriales y a los clientes regulados. Esto fue determinado así, porque los grandes clientes tienen la capacidad de negociar las condiciones de suministro y precios con los generadores. Originalmente, los grandes clientes debían tener una capacidad conectada de al menos 2 MW, sin embargo la ley 20.805 de 2015 subió este nivel a 5 MW. Además, aquellos clientes con un consumo de entre 500 kW y 5 MW pueden optar cada cuatro años por un precio libre o una tarifa regulada.

En el caso de los clientes regulados, la CNE define las tarifas que la distribuidora puede cobrar, que incluyen el costo de la energía y capacidad, y los costos eficientes de las redes necesarias para hacer llegar la electricidad a los hogares. La idea es que estas empresas puedan recuperar todos sus costos más una rentabilidad justa.

Respecto del precio de la energía, las tarifas incluyen un valor promedio del precio contratado por las distribuidoras a los generadores, estipulado en contratos de largo plazo. En condiciones de competencia en el lado de generación, este valor da cuenta del costo eficiente de instalar nueva capacidad de generación en el sistema. Hasta antes de la ley 20.805, estos contratos eran diseñados y asignados en licitaciones competitivas por las distribuidoras, con participación de la Comisión Nacional de Energía (CNE), luego de la aprobación de la ley, la CNE es la responsable de todo el proceso (Muñoz y Galetovic, 2014) .

De este modo, la comercialización regulada comprende tanto la transferencia a través del precio mayorista como una asignación específica del riesgo de precio entre generadores y clientes (Galetovic y Muñoz, 2011). Además, en el retail regulado, el cliente enfrenta un único precio, sin diferenciación temporal o estacional, situación que explica que las tarifas sean planas, de modo que un medidor que sólo permita registrar el consumo de energía es suficiente bajo este tipo de esquema.

Todos los medidores que actualmente se encuentran instalados en las redes de distribución, con la excepción de clientes industriales, son medidores que registran continuamente el consumo de electricidad. Entonces, el consumo de electricidad en un período de tiempo, por ejemplo en un mes, se obtiene como la diferencia entre los valores al inicio y al final del período. Los medidores son típicamente leídos manualmente en una base mensual. Entonces, los clientes reciben la cuenta por el consumo de electricidad del mes pasado, durante el mes en curso.

Si bien, el retraso entre el consumo y la llegada de la cuenta, impide que el cliente pueda acomodar su consumo de modo de reducir su cuenta de electricidad, esta situación es prácticamente irrelevante en un esquema con tarifas planas como el actual.

Algunas investigaciones han mostrado el beneficio de que los clientes puedan conocer en qué momento del día la electricidad es más barata, con el fin de gestionar su consumo y así obtener rebajas en su cuenta de electricidad  (Galetovic, Inostroza y Muñoz, 2005  y Galetovic y Muñoz, 2008). Por su parte, en el Reino Unido, Fingleton Associates (2018) muestra que es más barato pagarle a los consumidores si consumen menos durante las horas de punta que instalar más capacidad de generación.

Otro aspecto del rol de los clientes enfrentando precios dinámicos se refiere a que los consumidores finales pueden trasladar demanda, ya sea, “hacia” aquellos períodos con un alto suministro de energía renovable, o bien, “desde” períodos en que el suministro de energía renovable es menor. Anderson, Hansen, Jensen y Wolak (2019) reportan sobre los resultados de un experimento, el cual muestra que, incluso para el mismo incentivo por kWh de demanda trasladada, los trasladados de demanda “hacia” las horas ricas en energía renovable, fueron varias veces superiores a los traslados de demanda “desde” las horas con menor suministro de energía renovable.

Esto se consigue con los precios dinámicos, los que traspasan horariamente a los pequeños clientes el precio en el mercado mayorista de electricidad.

Algunos ejemplos de precios dinámicos se pueden encontrar en Europa  (De Clercq, 2019), donde los comercializadores de electricidad ya ofrecen tarifas nocturnas más baratas, y se espera que las nuevas normas de la Unión Europea, que se aplicarán a partir de 2020, permitan ampliar la oferta de opciones tarifarias. Es así que, bajo esta modalidad, los consumidores podrán acceder a ofertas de suministro en tiempo real, cuando la energía es más barata.

Por su parte, la generación incontrolable de energía eólica y solar fotovoltaica en los mercados europeos y en los Estados Unidos ha hecho más evidente la necesidad de precios dinámicos. Por ejemplo, en Alemania, Dinamarca, Bélgica, California y Australia, el exceso de energía renovable combinado con la inflexibilidad en la operación de las centrales termoeléctricas está llevando a precios negativos de la electricidad. Cuando la oferta de energía eléctrica es superior a la demanda, los productores de electricidad deben pagar al sistema, o a los clientes, para que éstos la consuman.

Desafortunadamente, los precios dinámicos son impensables con el actual sistema de medición y requieren de una tecnología superior. Esta es una de las razones que explica por qué los países de Europa se han empeñado en el cambio masivo de los actuales medidores electromagnéticos a medidores de intervalo, o inteligentes, que calculan el consumo de una forma más detallada. De hecho, la Directiva N°148 de 2012 de la Unión Europea establece que en 2020 el 80% de los medidores deben ser inteligentes. Leiva et al (2016) señalan que la Unión Europea ha impulsado este recambio masivo de equipos con el objetivo principal de beneficiarse de la dinámica de las redes inteligentes, y con ello, permitir una mejor gestión de los clientes en el consumo de electricidad.

Estos medidores inteligentes, permiten registrar el consumo horario de electricidad de un cliente y también permiten proveerle información de los precios horarios que enfrenta. También, y a diferencia de los medidores electromagnéticos convencionales, los nuevos medidores permiten transmitir alertas de pérdidas de suministro, reprogramación tarifaria a distancia, cambio remoto de horario de verano e invierno y efectuar cortes y reposiciones a distancia. Existe una variedad de tecnologías disponibles, pero, todas comparten una estructura similar de costos, con importantes economías de escala.

Una plataforma central de manejo de datos recibe los datos de todos los medidores. Todos los comercializadores certificados pueden acceder a los datos de los clientes, con lo cual pueden confeccionar sus ofertas. En el Reino Unido, es el Data Comunications Company (DCC) el que recibe los datos de los medidores, los que deben ser instados por los propios comercializadores. En los Estado Unidos, son las empresas distribuidoras las que están a cargo de su instalación y medición remota. Sólo Texas tiene un centro de control similar al DCC del Reino Unido.

En Chile, una reciente norma técnica estableció la obligación de que las empresas distribuidoras instalen nuevos medidores inteligentes. Se pretende que a 2020 se recambie el 15% del total de los medidores del país por sistemas inteligentes, aproximadamente 1 millón de equipos, y que a 2025 la totalidad de ellos funcionen bajo la nueva norma. El costo de los nuevos equipos y del sistema de control llegaría a US$1.000 millones. Según la CNE, los beneficios de la norma redundarían en reducciones en los costos de lectura y corte, reposición de suministro remoto, y una reducción de los tiempos asociados a la reposición de suministro.

Wolak (2013) señala que una inversión en medidores horarios se justifica sólo si el ahorro de costos en mano de obra asociada a los medidores mensuales, menores tiempo de reposición del suministro, más los menores costos de energía para suministrar a los clientes finales, son suficientes para recuperar el costo de instalar los nuevos medidores más el costo mensual de operar su lectura remota desde la red. De aquí que, sin precios dinámicos, una parte importante del beneficio de los medidores horarios se perderá.

Si bien, los precios dinámicos pueden aplicarse bajo un esquema como el actual, es decir, un retail regulado bajo el monopolio de las distribuidoras, los precios dinámicos han surgido, más bien, en lugares en donde la venta de electricidad a los pequeños clientes es ejercida por empresas desvinculadas del “negocio cable”. Bajo este esquema, los comercializadores compran energía en el mercado mayorista y luego la venden a los pequeños clientes, bajo una amplia gama de opciones de suministro y precios.

En Chile, avanzar a precios dinámicos que horariamente traspasen el precio del mercado mayorista de generación, enfrentará una dificultad adicional. Las distribuidoras ya tienen contratado el suministro de energía a sus clientes regulados, en contratos de largo plazo. Dichos contratos fueron adjudicados a diferentes generadores, en procesos licitatorios dirigidos por las distribuidoras y la CNE, y consideran un solo precio, sin variaciones horarias o estacionales.

Mientras esta situación no sea resuelta, será difícil concebir precios dinámicos, de modo que una parte importante del beneficio de políticas que promuevan la instalación de medidores horarios podría no lograrse.