Por M. Bermeo /J. Catrón / J. Villagrán
Los coletazos para la industria minera de las dificultades para instalar nueva capacidad de generación eléctrica, con casos como la caída de las centrales Castilla –rechazada por la justicia- y Barrancones –desistida tras un telefonazo del Presidente Piñera- se sentirán por lo menos hasta el final de esta década, anticipan en el mercado.
Uno de estos efectos es la instauración de nuevos contratos de abastecimiento, donde las mineras asumen casi todo el riesgo de la falta de nuevas centrales.
La jugada de las generadoras sería cubrirse y evitar renegociaciones que deriven en arbitrajes, como el que Endesa inició contra Lumina Copper para corregir un contrato firmado a precio fijo (hasta US$ 110 /MWh) y que han tenido que servir con compras en el mercado spot, por las que en 2012 debieron pagar hasta US$ 250 por MWh.
Esta fórmula contractual con clientes libres, principalmente mineras, dejó atrás la estructura de un precio fijo asociado a distintos indexadores, instalando en su reemplazo una en que el costo marginal rige por algunos años, si es que no en forma indefinida, para luego pasar a un esquema fijo.
Un ejemplo de lo anterior es Codelco que, tras comprar en el spot durante parte de 2012, desde marzo pasado tiene vigente un contrato con Colbún, el cual se cobrará a costo marginal hasta 2015.
La estatal no es la única. Minera Los Pelambres, de Antofagasta Minerals, está en una situación semejante. Diego Hernández, presidente ejecutivo de la firma, aseguró que tienen "una demanda de unos 200 MW en Los Pelambres (...). Actualmente tenemos un contrato, pero estamos expuestos al precio marginal". Agrega que "estamos tratando de buscar un contrato a precio competitivo y de largo plazo. Pero creo que eso lo solucionaremos en un par de años más".
Fuentes de la industria aseguran que SQM y Sierra Gorda debieron hacer lo mismo con AES Gener; mientras que CAP y Kinross firmaron acuerdos de este tipo con Guacolda, además de Lumina Copper con Endesa, entre otros.
En el sector minero dicen que unos 3.000 GWh al año están bajo esta modalidad contractual, es decir, un 6% de la demanda total y un 20% del consumo de clientes libres. Este volumen seguirá en aumento y se estima que todas las operaciones mineras que entrarían entre 2018 y 2019 deberán adherir a este sistema al menos por algunos años.
A la hora de buscar responsables las miradas apuntan al rechazo del que han sido objeto los nuevos proyectos eléctricos. De hecho, las alarmas ya están encendidas por lo que podría pasar con Punta Alcalde, de Endesa.
Traspasando el riesgo
Lodewijk Verdejen, gerente general de E-CL, explica que las generadoras están adoptando este modelo de tarifas porque no pueden aplicar un precio fijo si la central no está en funcionamiento. "Es algo que un operador no puede hacer, porque es un riesgo de quiebra muy grande. Para el cliente esto representa entre un 5% y un 20% de sus costos, pero para una eléctrica es el 100%, entonces es un riesgo asimétrico que un generador simplemente no se puede tomar", asegura.
Su par en Colbún, Ignacio Cruz, añade que "es altamente probable que ese mecanismo de contratos se dé ahora, porque habrá una ventana donde los costos marginales serán muy altos y mientras no haya nuevos proyectos es muy difícil poder fijar precios".
En Endesa Chile concuerdan en que estos contratos permiten traspasar el riesgo y no son algo nuevo en la industria, "lo que cabe preguntarse es cuánto durará la incertidumbre, porque bien puede ser que ya no baste con estar dos años a costo marginal, sino que sean algo más permanente". advierten.
Impacto en la minería
Este escenario preocupa a la minería, toda vez que sus previsiones indican que a partir de 2016 el costo marginal en el SING estará marcado por el diésel y podría llegar a US$ 200/MWh), desde los US$ 70 /MWh de hoy, que están marcados por el carbón. "En el SIC la situación es similar, con el agravante de que el escenario de costo marginal asociado al diésel se prevé para 2014", dice Joaquín Villarino, presidente ejecutivo del Consejo Minero.
Respecto de cuánto puedan afectar estos costos marginales a los precios efectivos pagados por las mineras, "depende de cada contrato", explica.
En todo caso, según una presentación del Consejo Minero hacia el año 2020 la industria local pagará la factura de energía más alta entre países mineros.
En Codelco, en tanto, los cálculos hablan de que pagar marginal por el suministro de sus divisiones Salvador, Andina, Ventanas y El Teniente, implicaría sumar US$ 180 millones anuales a lo que costaría con precio fijo una vez que éste se active en 2015.
Consultores agregan que si la situación se mantiene, y los marginales siguen la senda actual -promediando en el año US$ 143,2 /MWh en el SIC y US$ 77,5 /MWh en el SING, según datos de Systep-, los costos energéticos no serán viables para los proyectos mineros, que no resisten pagar más allá de US$ 110 /MWh.
Soluciones
Así las cosas, Villarino reconoce que la única solución en el corto plazo, "es aprovechar al máximo la capacidad de regasificación de GNL". Además, BHP y Codelco han debido impulsar generadoras a GNL que permitan sumar suministro competitivo.
En todo caso, en la industria señalan que estas medidas sólo son paliativas y no resuelven el problema de fondo: la aprobación de centrales. Un alto ejecutivo del área eléctrica asegura que la institucionalidad es la ideal, el problema es que el gobierno no ha puesto el foco donde es debido.
Villarino, en tanto, señala que "lo deseable y esperable es que se introduzcan las reformas pendientes del sector eléctrico para facilitar el ingreso de nuevos proyectos y competidores. Entre ellas está el cambio al reglamento de CDEC, el proyecto de ley de concesiones y servidumbres eléctricas y la regulación del convenio 169 de la OIT".
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