Tarifas eléctricas de las empresas mineras no cederían por múltiples factores

Eso de que “la felicidad nunca es completa” puede aplicarse muy bien a la industria del cobre: hoy goza de una cotización de la libra del metal rojo por sobre los 4 dólares, pero sufre con el envejecimiento de las minas y la continua caída en las leyes minerales. Más encima, su consumo eléctrico continúa elevándose y las “amenazas” de nuevas alzas en este servicio siguen latentes en el corto, mediano y largo plazo.

En el estudio “Proyección del consumo de energía eléctrica en la minería del cobre 2023-2034”, Cochilco proyecta que la demanda por electricidad en este rubro crecerá desde 26,0 TWh en 2023 hasta 34,2 TWh en 2034, lo que representa un incremento del 31,4% versus un 20,7% de aumento en la producción de cobre en el mismo periodo analizado.

Joaquín Villarino, presidente ejecutivo del Consejo Minero, reveló que, para la gran minería del cobre, “la electricidad representa aproximadamente un 11% de los costos operacionales, con una tarifa en torno a US$ 107 /MWh, que es un 19% más alta que en otros países mineros con los que competimos”.

A su juicio, “los altos costos energéticos se explican, sobre todo, por decisiones regulatorias que han diluido las señales de eficiencia para los generadores, tanto en la localización de sus centrales como en la elección de tecnología. Esto ha llevado a tener un sistema eléctrico que no funciona todo lo bien que debiera”.

Corrobora sus dichos con un ejemplo: “Desde el año 2022 a los clientes libres, como las empresas mineras, se les ha impuesto un cargo para atenuar las alzas de los clientes regulados, que está representando US$ 140 millones anuales. A esto se suman aumentos de costos por la transmisión eléctrica, que se implementan desde julio de este año para los clientes libres, pasando de US$5,3/MWh a US$8,2/MWh”.

Costos laterales al alza

Pese a lo anterior, Daniel Salazar, socio director de la consultora EnergiE, afirmó que “afortunadamente la mayoría de las compañías mineras, durante los últimos años, ha ido renovando sus contratos de suministro eléctrico y accediendo a precios de energía cada vez más competitivos, respaldados mayoritariamente en fuentes renovables. Pero al mismo tiempo, estos precios se acompañan de costos sistémicos o pagos laterales, que en muchos casos se traspasan directamente a los clientes”.

Al respecto, añadió que en el actual proceso de transición de la matriz eléctrica, que implica el desplazamiento de la generación a carbón por capacidad solar, eólica más almacenamiento, “el control y gestión de costos sistémicos o pagos laterales será la principal amenaza de alzas, hasta que no maduren y se incorporen nuevas tecnologías costo eficientes”.

Para Javier Bustos, director ejecutivo de la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor), el citado 11% podría aumentar “si continúan las alzas en las tarifas de transmisión, pagos laterales y cargos por servicio público. Desde el año 2020 los precios finales promedio a clientes no regulados han aumentado un 30% en dólares”.

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