El competitivo mercado eléctrico que se ha visto en los últimos años está comenzando a traspasar sus beneficios a los clientes regulados, principalmente de corte residencial.
La última actualización de los precios de nudo promedio en el Sistema Eléctrico Nacional, que busca representar los costos reales de generación, transmisión y de distribución de electricidad asociados a una operación eficiente y que se publica cada seis meses, mostró una importante baja.
Consultada la Comisión Nacional de Energía, informó que implica una baja promedio cercana al 8%, lo que está dando cuenta de la actualización de varios factores de los índices económicos vigentes durante el semestre pasado.
Para el caso de Santiago, explicó la autoridad, se espera un comportamiento en esa misma magnitud para un consumo residencial típico.
Fuentes de la industria explican que ya se están comenzando a ver los primeros contratos adjudicados con precios más competitivos.
El año clave fue 2016, cuando tras algunos cambios al modelo se adjudicaron contratos a un precio promedio de US$ 47,6 por MWh, 40% más bajo que el concurso del 2015, y que tuvo la gracia de mostrar un camino que seguiría mejorando hasta llegar a US$ 32,5 el MWh el año pasado.
Esto, de hecho, más que compensará un alza de 1% en las tarifas que se espera se produzca como promedio para los clientes regulados, motivada por el masivo recambio de medidores eléctricos que acaba de impulsar la autoridad.
De este modo, agregó la CNE, sumando y restando, se verá una bajada promedio global de tarifas residenciales en el país cercana al 5%, mientras que para Santiago sería de 7%.
Inversiones por US$ 600 millones
El gobierno promulgó el viernes el decreto que faltaba para dar el vamos a esta digitalización de la red.
En un decreto conocido el 5T, el Ministerio de Energía actualizó las tarifas de distribución vigentes, incluyendo los costos de implementar nuevas exigencias de calidad impulsadas en la Norma Técnica de Calidad en Distribución (NTCD) de diciembre de 2017, que entre otras cosas busca reducir las horas de interrupción del servicio, pasando de 20 horas anuales a nueve en zonas urbanas, explica el director ejecutivo de Empresas Eléctricas, Rodrigo Castillo. La meta es llegar a no más de una hora de interrupción al 2050.
Esa norma exige disponer sistemas de medida y monitoreo inteligentes para los 6,5 millones de clientes del país en siete años, donde la primera meta hay que cumplirla en octubre de 2020, con 15% de los medidores.
Esta medida implicará fuertes inversiones en la red de distribución. Tomando en cuenta que los nuevos equipos tienen un valor entre US$ 90 y US$ 130, un cálculo simple sitúa en torno a US$ 600 millones las inversiones que serán necesarias.
Enel Distribución, que tiene 1,9 millones de clientes, equivalente al 29% del sistema, informó que su digitalización implicará gastos por unos US$ 250 millones.
Esta es una de las empresas que mayor grado de avance tiene en el recambio, dado que comenzaron en 2016, antes de la norma y que los llevará a terminar este año con 280 mil medidores inteligentes ya habilitados.
Para el gerente de Operaciones Comerciales de Enel Distribución, Rodrigo Arévalo, esto es el comienzo de una nueva forma de interacción entre la empresa y sus clientes.
"Esta iniciativa corresponde al proceso natural de modernización de la red eléctrica, hacia una cada vez más digitalizada", dice y agrega que la ventaja de estos sistemas es que se pueden ejecutar acciones de forma remota.
Castillo explica que Chile se estaba quedando atrás en este tema y que el cambio implica una serie de beneficios, por ejemplo, permitiendo una reacción casi automática de la compañía ante un corte de luz de un cliente, sin que éste deba avisar a la compañía.
Agrega que el plazo de siete años es ambicioso, dado que en otros países este proceso tomó más: en España llevan 10 años y aún no terminan y en Italia tardó cerca de 20.
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