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Revista Minería Chilena Nº458

agosto de 2019

Rubén Sánchez, de Acenor: “Tenemos una visión crítica del impacto regulatorio”

El director ejecutivo de la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados aborda los principales costos que debe enfrentar el sector de los clientes libres industriales dentro del sistema eléctrico.

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Gentileza de Electricidad, de Editec

Rubén Sánchez es el director ejecutivo de la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados (Acenor A.G.), que representa a los clientes libres industriales del sistema eléctrico -como las compañías mineras-, sector que en los últimos años ha redoblado sus esfuerzos para adaptarse a las últimas regulaciones realizadas por las autoridades. Estos temas serán vistos por el gremio en el 16° Encuentro Anual, que se realizará el 5 de septiembre en el Hotel Almacruz de Santiago.

¿Cuál es el análisis de Acenor respecto a la regulación de los clientes libres en el sistema eléctrico?

En el último tiempo se registra un aumento sustantivo de cambios, como la nueva Ley de Transmisión, que ha implicado para los clientes libres tener que asumir de manera directa los costos de la expansión del segmento con la figura del estampillado a la demanda. Tenemos una opinión crítica del impacto regulatorio, ya que los clientes libres no sólo deben encargarse de auditar los costos de generación para su suministro eléctrico, dar cumplimiento a las exigencias de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, y dar respuesta oportuna a las numerosas consultas de la autoridad y del organismo coordinador, sino que también ahora deberán fiscalizar los costos de transmisión y participar en procesos de planificación, calificación, valorización y remuneración de las instalaciones de transmisión, y de acceso abierto.

¿Existe otra regulación que les preocupe?

Están los Servicios Complementarios (SS.CC.) que serán de cargo íntegramente de la demanda a partir de 2020, al menos para las obras nuevas, a lo cual se sumará otro cambio importante que es el de la potencia de suficiencia. En forma adicional, recientemente hicimos un levantamiento de los impactos que implicaría un cambio del horario de control de la demanda de punta y su unificación en todo el Sistema Eléctrico Nacional para darlo a conocer a la autoridad, pues se debe considerar que esto no sólo implica un tema de la remuneración del sistema eléctrico, sino que también genera grandes impactos laborales, en la productividad de la industria (por la necesidad de detener procesos por el alto costo de consumir durante ese período) y medioambientales (por la entrada de equipos de generación diésel y otros).

Costos del sector

 

¿Tienen una estimación de cuánto han subido los costos del sector por las nuevas regulaciones?

Respecto a los costos específicos de la transmisión, para el corto a mediano plazo se estima que han subido un promediode US$5 por MWh, dentro de los cuales están los cargos regulados por transmisión nacional, que hoy agregan costos por nuevas obras de interconexión. Por ejemplo, si consideramos la reciente entrada en operación de la línea de 500 kV Cardones-Polpaico, al estampillar esta obra se tiene un AVI+COMA de US$65 millones, lo que generaría un costo adicional para el segundo semestre de este año del orden de US$1 por MWh. Además, se deben considerar los cargos por transmisión dedicada, que ahora incluyen obras no necesariamente propias, y los cargos futuros por interconexión internacionales, y de polos de desarrollo, que necesariamente irán en aumento.

¿Qué otros costos sectoriales han identificado?

En relación al pago de SS.CC., hoy un cliente libre se estima que paga en promedio alrededor de US$1 por MWh, pero algunos consultores ya estiman que los consumidores no regulados pagarán bastante más a partir de 2020, pues se habla de cifras del orden de US$3 a US$5 por MWh.

También está la aplicación de cláusulas passthrough, en que los clientes libres pagan sobrecostos, como −por ejemplo− por operación de centrales generadoras a mínimo técnico, junto a los ajustes al precio estabilizado que reciben los PMGD, porque gran parte de este sector vende toda su energía al sistema con este mecanismo, mientras que las diferencias con respecto al costo marginal de energía son absorbidas por el resto de los generadores a prorrata de sus retiros, y ésta normalmente se traspasan a los clientes libres.

Además en algunos casos está el pago del impuesto verde para aquellos clientes que disponen de suministradores térmicos, lo que se estima irá en aumento por las condiciones de cambio climático y la política de carbono neutralidad a 2050. Adicionalmente se agregarán probablemente eventuales costos por la aplicación de exigencias de la futura Ley de Eficiencia Energética, que se tramita en el Congreso, o por aumentos de precios debido a procesos como el de descarbonización, para el largo plazo.

¿Cuáles son sus principales propuestas frente a estos cambios?

Entre otros puntos, consideramos que se debe bajar el excesivo precio de la potencia, porque con su actual nivel promueve la instalación de equipos que operan con diésel en desmedro de centrales de base, generando un parque ineficiente, por lo que sería conveniente explorar que se propicie un mercado competitivo de licitaciones para la potencia de suficiencia. También estimamos que se debe propiciar, con apoyo gubernamental, la agregación de demanda de clientes libres, para poder obtener un grado de negociación relevante y así acceder a mejores contratos y condiciones de suministro. También propiciamos un poder comprador relevante de GNL, teniendo acceso abierto a los terminales de regasificación.

¿Cuáles son los principales desafíos que tienen los clientes libres en Chile, además de la regulación?

Con la actual legislación el principal desafío que tienen los clientes libres es empoderarse del papel que les exige la normativa respecto de ser un actor relevante, con las mismas obligaciones y derechos que el resto de los agentes de la industria eléctrica, ya que la mayoría a nuestro juicio aún no asume este cambio de rol.

Contratos con fuentes renovables

 

Con el objetivo de reducir su huella de carbono las principales compañías mineras han estado firmando acuerdos con las empresas generadoras, para asegurar el suministro de energía 100% de fuentes renovables.

El más reciente de estos anuncios fue entre Anglo American y Enel, que comprende a las operaciones Los Bronces, El Soldado y Chagres, a partir de 2021. Según lo detallado por la minera, el acuerdo suscrito considera un consumo de hasta 3 Tera Watts hora (TWh) al año, transformándose en el contrato más grande abastecido 100% con fuentes renovables, y uno de los mayores del país para clientes libres. Con este contrato la compañía reducirá en más de un 70% sus emisiones totales, equivalentes a dejar fuera de circulación 270.000 autos.

Previamente Compañía Minera Doña Inés de Collahuasi daba a conocer que adjudicó, también a Enel Generación, el suministro eléctrico de 1 TWh/año aproximadamente. El convenio tendrá una duración de diez años y comenzará a regir a partir del 1 de abril de 2020, convirtiéndolo en el primero totalmente renovable en entrar en vigencia en la industria minera y permitirá que Collahuasi tenga una matriz completamente verde, destacaron desde la compañía.

En la misma línea, Minera Antucoya será la segunda compañía del Grupo Antofagasta Minerals (tras Zaldívar) que utilizará sólo fuentes de energía renovables para producir cobre. Esto gracias a un contrato de largo plazo firmado con Engie, que entrará en vigencia en 2022.

De esta forma, Antofagasta Minerals avanza en la meta de reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en 300.000 toneladas hacia fines de 2022.

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