Revista Minería Chilena Nº446

agosto de 2018

El puzle energético de la minería

La ley de transmisión promulgada en junio de 2016 permitió el ingreso de nuevos actores al mercado eléctrico y una caída en los precios licitados de la energía, pero para clientes como la minería también ha implicado la responsabilidad de volverse expertos y generar competencias que no estaban del todo presentes en el sector.

Fotografía: Juan Carlos Recabal - MINERÍA CHILENA

La primera semana de junio se conoció en medios de prensa uno de los primeros efectos de la nueva ley de transmisión eléctrica promulgada en 2016 (Ley 20.936): desde enero pasado grandes consumidores de electricidad habían empezado a enfrentar alzas en sus costos de energía. Para algunos de los llamados clientes libres (entre ellos las compañías mineras) los costos por la transmisión zonal habían aumentado en hasta 15 veces.

La gran reforma al sistema eléctrico impulsado por el ex ministro de Energía, Máximo Pacheco, durante la última administración de Michelle Bachelet, logró atraer nuevos actores al sector y llenó titulares de prensa que destacaban precios de energía inusualmente bajos. La licitación de distribución de noviembre de 2017, por ejemplo, alcanzó un valor promedio de US$32,5/MWh, muy por debajo de los casi US$100/MWh que existía como estándar hace sólo un par de años.

Pero la nueva ley también realizó un cambio profundo en el sistema de remuneración de la transmisión, al traspasar a los clientes finales el pago de los costos de la transmisión nacional y zonal. La entrada en vigencia de la ley estableció, entre otras cosas, un sistema de transporte de cargos de acceso único, denominado “estampillado”.

El problema para clientes como las compañías mineras, explica Felipe Castellón, analista de Planificación y Gestión de CAP, es que en términos generales, es muy poco probable que el sector logre capturar los precios de la licitación, al menos en el corto plazo.

Primero, explica Castellón, gran parte de la industria minera firmó sus contratos de suministro en épocas en que existía escasez de oferta de energía, por lo que había contratos que superan los US$100/MWh. Sumado a esto, la nueva ley entiende que los cargos por transmisión nacional, zonal y por servicio público, entre otros, siempre fueron un pass through (un traspaso) del suministrador al cliente, por lo que ahora se buscaba trasparentar estos costos a la demanda e individualizar el precio de la energía. Sin embargo, la “bajada” de la ley en una metodología de trabajo ha traído algunos problemas, debido a la complejidad de definir los supuestos utilizados por los generadores hace cinco años para proyectar estos cargos.

Felipe Castellón, analista de Planificación y Gestión de CAP.

Con el nuevo modelo, es la demanda, es decir los clientes libres y regulados, quienes deben pagar, por ejemplo, las nuevas instalaciones de transmisión que requiera el sistema o los costos del tribunal (el Panel de Expertos) que dirime discrepancias en el sistema eléctrico.

Francisco Aguirre, socio director de Electroconsultores, que por años ha asesorado a las compañías mineras en la contratación de energía, explica que las facturas de los contratos firmados después de 2016 incluyen costos por transmisión nacional y zonal, costos por servicios complementarios (mínimos técnicos, estabilidad de tensión, etc.), costos por servicio público (como los US$60 millones que cuesta el Coordinador Nacional), el costo de la potencia y el de la energía.

Francisco Aguirre, socio director de Electroconsultores.

“Este último costo (el de la energía) es el que ha salido en titulares. Si antes la energía representaba el 80% de la factura, debido al traspaso de cargos hoy constituye en torno al 65%”, explica Aguirre.

El tema se torna complejo, explica Castellón, porque la industria minera, en su mayoría, firmó contratos entre 2015 y 2016, donde el escenario era totalmente distinto. “Hoy hay muchas empresas que están intentando renegociar, pero están en una posición poco favorable, pues están amarradas a contratos con precios altos por 10 a 15 años”, explica el analista.

Algunas mineras, puntualiza Aguirre, firmaron hace un tiempo contratos por hasta 30 años.

Frente a este escenario surgió la necesidad, especialmente desde el Consejo Minero, de incluir en la ley un artículo transitorio para aquellos contratos firmados antes de la entrada en vigencia de la nueva regulación y así impedir dobles pagos por los cargos de transmisión implícitos en los precios de contrato y explícitamente en el estampillado del sistema.

Mayores costos

Durante la última versión de Expo Apemec 2018, Rubén Sánchez, director ejecutivo de la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados (Acenor), se refirió al impacto que la nueva ley ya estaba teniendo en los clientes libres.

Ruben Sanchez, Fernacopel

Rubén Sánchez, director ejecutivo de Acenor.

“Nos permitimos hacer una comparación promedio –en base a fuentes públicas– de la factura típica de un cliente libre entre el primer semestre de 2017 y el primer semestre de 2018. Lo que se constató fueron diferencias (alzas) en los costos netos de un 9,7%”, comentó el ejecutivo en la oportunidad.

Según el representante de Acenor, el 58% del aumento de las tarifas provino de los mayores costos de la transmisión zonal, y si bien no impactó a todos por igual, el efecto se sintió. Hizo notar que todos los socios de la asociación son electro-intensivos y la energía puede llegar a representar hasta el 30% de sus costos.

Pero, ¿por qué aumentó la energía? Con la entrada en vigencia de la nueva ley, el cálculo del costo de la transmisión zonal se modificó. Bajo el antiguo modelo, el precio de la transmisión zonal estaba estrechamente relacionado con la cercanía de las instalaciones. La lógica era “mientras más lejos está un cliente, más fierro, más infraestructura utiliza y, por lo tanto, más pagaba. Hoy ese pago se socializó, es decir, se suma el costo de todas las instalaciones y se prorratea por la demanda. Algunos clientes libres pasaron a pagar hasta 15 veces lo que pagan por transmisión zonal”, asegura Castellón.

Consumidores como los mineros, indica Aguirre, por su magnitud, normalmente están directamente conectados a grandes sistemas de transporte, pero con la nueva regulación, hoy deben asumir costos por cargos zonales, por la prorrata del sistema, “lo que les sube enormemente la cuenta”.

Pese a los incrementos de los costos presentes, se espera que los precios de la generación disminuyan en el futuro y que clientes como las mineras puedan acceder a valores más competitivos. Lo que no es tan claro es que bajo el nuevo esquema puedan lograr el nivel de precios que se vio en la licitación de 2017 (US$32,5 MWh en promedio).

Como expuso Rubén Sánchez, aún hay muchos riesgos que podrían elevar las tarifas eléctricas: “A partir de 2020 los pagos por concepto de servicios complementarios (aquellos necesarios para mantener la calidad y seguridad del suministro, como el almacenamiento) deberían tender a subir, pues la demanda deberá pagar toda una infraestructura nueva y ya se está hablando de posibles asignaciones de costos por la operación de energías renovables variables. ¿A quién se lo cargamos? Estamos hablando de costos anuales que parten en los US$150 millones”.

También se prevé costos adicionales por futuras interconexiones internacionales, por impuestos verdes o como consecuencia de la Ley Miscelánea de Energía o la de Eficiencia Energética.

“En definitiva, hay muchas cosas que pueden cambiar y la pregunta que nos hacemos es si los costos para los clientes libres en el mediano plazo van al alza o a la baja. Si nuestro sector no se organiza, es posible que financiemos una transmisión ineficiente”, comentó Sánchez.

Para Castellón, aunque los precios de la licitación de las distribuidoras fueron muy bajos, aún no está claro si esos proyectos van a ser sustentables en el tiempo. “No se sabe si fue una apuesta muy agresiva y si después se moderará para llegar a un rango de precios de entre US$50-55”, señala.

Pero en la actualidad, asegura Francisco Aguirre, los clientes libres no pueden captar los precios que llenaron titulares los años anteriores. “Los precios de las licitaciones son de centrales que van a entrar en operación no antes de 2024. No son precios de ahora. En los procesos de compra actual, los valores que estamos recibiendo por energía de proveedores solares, por ejemplo, están en torno a los US$55/MWh (una central a carbón está en el rango de los US$80/MWh), con traspaso de cargos de hasta US$15. Por esto, los costos de las tecnologías nuevas en relación a las antiguas no son diferencias notables”, observa el consultor.

Amanecer Solar CAPEl músculo eléctrico

La primera prueba para los clientes libres en el nuevo escenario normativo llegó en febrero de este año, cuando la Comisión Nacional de Energía (CNE) aprobó el informe técnico que contiene el Plan de Expansión Anual de la Transmisión, por una inversión de US$3.170 millones.

Debido a que bajo el nuevo esquema, clientes como las empresas mineras deben pagar el plan de inversión aprobado por la CNE, no extrañó que el Consejo Minero, Acenor y Collahuasi presentaran discrepancias ante el Panel de Expertos.

Más allá de lo que resuelva o no el tribunal –el recurso aún está en tramitación–, el hecho evidenció un nuevo rasgo de la nueva ley de transmisión: la necesidad de los consumidores finales de volverse expertos y empoderarse para la adecuada defensa y ejercicio de sus derechos.

“Esto significa que los clientes libres han debido desarrollar nuevas competencias. La minería históricamente se preocupó de que la energía eléctrica cumpliera con los principios de seguridad y suficiencia, pero no participaba activamente en materias regulatorias o revisión de los planes de expansión de la transmisión. Hoy hemos debido desarrollar competencias internas que nos permitan ser un actor relevante dentro del mercado eléctrico nacional”, concluye Castellón.