Sebastián Novoa, Director Ejecutivo Ecom Energía Chile: “Las generadoras nos instaron a desarrollar este mercado en Chile”

Hace 15 años que Ecom Energía inició operaciones en Brasil y hace poco más de dos que aterrizaron en Chile para poner en marcha el negocio de agregación de demanda -empaquetar usuarios para lograr mejores precios, ayudándolos a migrar de clientes regulados a libres- bajo un modelo que recoge en el país la Agenda de Energía lanzada en 2014.

"La Agenda de Energía habla de agregación de demanda, esa fue la oportunidad que vimos para venir a Chile. Cuando llegamos no había nadie que estuviese trabajando 100% en este tema, en comercialización de energía o en cómo levantar poder de compra para mejorar los precios. Se han ido incorporando actores, pero son asesores, personas naturales", sostiene Sebastián Novoa, Director Ejecutivo de Ecom Energía Chile.

-¿Cuál es su modelo de negocio para agregar demanda?
-Juntamos clientes de diferentes tamaños, rubros, localizaciones geográficas y perfiles de consumo, que en forma aislada no se podrían agregar, por ejemplo, empresas con necesidades estacionales de consumo. Es difícil vender energía a una compañía que opera cuatro meses al año, porque las generadoras necesitan flujo constante de demanda. Entonces, al estructurar un paquete de clientes diversos aseguramos ese flujo.

-¿Cómo ha sido la recepción de las generadoras?
-Ha sido buena. En 2014 nos reunimos con algunas generadoras y nos instaron a desarrollar este mercado en Chile. Ellas tienen dos alternativas para vender la energía, a precio spot o por contrato. Hasta 2014 era buena opción el mercado spot, pero el precio de este comenzó a evidenciar una tendencia a la baja que se ha mantenido. En este contexto, las generadoras asumieron una postura más abierta y nos decían ´traigan un paquete y lo estudiamos´, pero aún sin mayor compromiso. Entonces optamos por realizar una licitación piloto en diciembre de 2015. Participaron cuatro empresas y 28 generadoras, recibimos 15 ofertas y se compraron 40 GWh-año.

-¿Y cómo ha evolucionado el mercado?
-A la fecha, hemos realizado cuatro licitaciones, y en la última negociamos 145 GW-año. Los tiempos han cambiado mucho, en la primera todo el proceso demoró ocho meses y hoy lo hacemos en dos, principalmente, por el aprendizaje y la interacción con las generadoras, pues hemos logrado estandarizar los procesos. Hoy les enviamos los datos y en una semana recibimos ofertas.
Por otro lado, ya no vamos a golpear puertas, los clientes vienen. Tenemos usuarios de varios sectores, pues cualquier empresa que tenga una cuenta de luz de al menos $ 8 millones mensuales puede migrar.

-Además de la disminución de los costos en los contratos ¿hay otras ventajas asociadas?
-El principal atractivo es el ahorro de costos. En las cuatro licitaciones, hemos ahorrado $ 15 mil millones a valor presente en contratos, lo que significa un ahorro de entre 10% y 30% para cada cliente, con un promedio de 22%. Éste varía según la empresa, porque los contratos vigentes regulados que tienen son diferentes y se definen en función de la ubicación geográfica, las operaciones y horarios de uso. No obstante, al estructurar paquetes de clientes logramos contratos entre un 12% a 20% más baratos.
Un segundo aspecto positivo, son las condiciones, pues podemos integrar energías renovables - como lo hicimos para Telefónica y Alifrut (Minuto Verde). Y por último, al estar agrupados y representados por una empresa, la negociación y la gestión queda en manos de terceros, de manera que el cliente sólo se ocupa de pagar la cuenta de la luz.

-¿Tienen planeado ingresar fuerte en la comercialización de energía solar, en el entendido que hay un gran potencial para desarrollarla en el Desierto de Atacama?
-Un tema que estamos mirado con mucho interés es comprar energía por franjas horarias. Para ello estamos mapeando a nuestros clientes según el consumo estacional y por día y noche, pues hay muchos que funcionan un solo turno que comienza a las 08.00 hrs. y termina a las 18:00 hrs., entonces, a los que operan en el día les puedo comprar sol. Nuestra idea es partir con esta modalidad en un mes más.

BARRERAS DE ENTRADA

-¿Hay trabas para que los clientes migren de regulados a libres?
-El mercado es muy incipiente y por lo mismo hay trabas. La principal tiene que ver con el artículo 147 del DFL4 que indica que para cambiarse hay que dar aviso con 12 meses de anticipación. Es una legislación de 1982, pensada para otra realidad. Este plazo es muy extenso, debiera ser de seis meses, para hacerlo calzar con el período de invierno -abril a septiembre- que es cuando se mide la potencia punta, un proceso que dura seis meses durante el cual no te puedes cambiar.

Una segunda traba es el requerimiento de cambio de medidor de telemedida a uno más sofisticado -10 a 15 veces más caro- que solicita el Cedec (Coordinador de Clientes Libres). Este cambio no es necesario, porque los clientes industriales que están en áreas de distribución ya están siendo controlados por medidores de telemedida que cumplen la normativa SEC, que ya son entregadas al Coordinador vía distribuidora para todos los efectos de seguridad, calidad de suministro y tiempo de respuesta". Hay que separar a los clientes libres en áreas de distribución de los grandes clientes libres, incluso, en temas operativos.

La tercera barrera es el límite de 500 KW para ser cliente libre, asociado a un empalme. Hay clientes -cadenas, condominios, parques industriales- que sumando el consumo de cada sucursal o área asociada a un mismo RUT llegan al mínimo de 500 KW. Por ello, si se considera este mínimo, creemos que por lo menos debería asociarse al RUT y no a cada empalme.

-¿Le han planteado esta preocupación a las autoridades?
-Respecto de los 12 meses de aviso, lo planteamos a la Comisión Nacional de Energía (CNE) y fue receptiva a esta reducción de plazos, pero aún no hemos tenido una respuesta concreta.

PROYECCIONES

¿Y cómo opera el mercado de agregación de demanda en Brasil?
-El mercado brasileño de Agregación de Demanda nace en 1996 y está en funcionamiento efectivo desde 2001. La tendencia fue la respuesta a una gran crisis de energía que afectó a ese país a fines de los noventa, lo que los impactó enormemente, porque el 90% de la matriz energética es hidroeléctrica, y el resto termoeléctrica y su capacidad térmica equivale a no más del 20%, entonces cuando hay una sequía extensa, de dos a tres años, se quedan cortos. En 1999 se hizo un plan de reducción de consumo y al año siguiente, llovió mucho, y se generó una sobre oferta de energía. Con la nueva ley, los clientes pudieron ser libres. Ecom surgió en esa época para trabajar los cambios de regímenes de las empresas de reguladas a libres, la misma metodología que está utilizando en Chile, es decir, agrupar consumo y salir a negociar precios.

-Este es un mercado incipiente, con muy pocos actores, ¿qué los impulsó a poner las fichas en el país?
-A los tres años de operación en Brasil, surgió la comercializadora de energía, una figura que acá no existe, y que es un actor que compra energía a las generadoras -un poder de compra- y luego, la vende a las empresas. Este es un negocio, que ya tiene 10 años de historia en Brasil, es muy potente y de gran relevancia, pues permite a las generadoras a centrarse en los proyectos de generación y de reinyección de la red y a despreocuparse de la venta.

Por otro lado, Ecom comienza a explorar el gas natural y se transforma en una de las primeras empresas en cerrar un contrato privado para un cliente en Brasil. Y a partir de esa línea decidimos expandir el negocio a la región, partiendo por Chile, pero estamos evaluando llegar este año a Perú y Colombia.

-Hoy tienen un portafolio acotado, pero ¿cuáles son las perspectivas de crecimiento para 2017 y en el mediano plazo en Chile?
-Tenemos un portafolio de 28 clientes y queremos sumar 100 nuevos este año.

Ecom Energía