julio 7, 2022 | Industria
Existe preocupación respecto a la inminente alza de las tarifas eléctricas tras el congelamiento de éstas desde el 2019 con motivo de la pandemia. De acuerdo a lo informado por las autoridades, en julio dichas tarifas deberían subir un 47%, si no se aprueba un proyecto que ayude a saldar la deuda acumulada.
En ese marco surge la tramitación del proyecto que crea un fondo de estabilización y emergencia energética y establece un nuevo mecanismo de estabilización transitorio de precios de la electricidad para clientes sometidos a regulación de precios, el que se discute hoy en la Comisión de Minería y Energía en el Senado que preside la senadora Loreto Carvajal.
La próxima semana será clave para saber si la propuesta del Ejecutivo se convierte en ley, en qué condiciones queda el texto y cómo lo aprobado terminará por afectar las cuentas de la luz de los consumidores.
A continuación, algunas claves de la propuesta y su contexto.
¿Por qué existe una deuda a saldar?
En la ley N° 21.185 de 2019 se congelaron las tarifas de la electricidad como una forma de responder a las demandas ciudadanas expresadas en tras el estallido social. Ello implicó congelar el pago de contratos a las generadoras de energía, por 1.350 millones de dólares, monto que se suponía iba a solventar los costos hasta junio 2023, sin embargo, dichos fondos ya fueron extinguidos generando una nueva deuda.
El 1 de julio el Ministerio de Energía –a través de la Comisión Nacional de Energía (CNE)– debía emitir un decreto a la Contraloría informando las nuevas tarifas, pero si ello se materializa se produciría un alza promedio de un 47%. Por lo tanto, la cartera decidió postergar el envío de dicho decreto hasta que se apruebe el proyecto presentado por el Gobierno.
¿Qué solución plantea el proyecto?
El proyecto que crea un fondo de estabilización y emergencia energética y establece un nuevo mecanismo de estabilización transitorio de precios de la electricidad para clientes sometidos a regulación de precios. Luego de diversos cambios al texto en la Cámara Baja y en el Senado, la norma consta de dos elementos:
-Fondo de Estabilización de las tarifas eléctricas
Será administrado por la Tesorería y aplicará para clientes regulados.
El Ministerio de Hacienda podrá disponer aportes anuales de 20 millones de dólares.
Dentro del cargo por servicio, los clientes deberán aportar al fondo en función de su consumo mensual:
Menos de 350 kw/h estarán exentos de cargo (aquí está el 90% de los clientes residenciales)
Entre 350 y 500 kw/h pagarán 0,8 pesos por kw/h
Entre 500 y 1000 kw/h pagarán 1,8 pesos por kw/h
Entre 1000 y 5000 kw/h pagarán 2,5 pesos por kw/h
Más de 5000 kw/h pagarán 2,8 pesos por kw/h
-Mecanismo Transitorio de Protección al Cliente (MPC)
Busca impedir el alza de las cuentas de la luz durante el año 2022 y permitir solo alzas graduales durante la próxima década
Se fijan tablas de consumo de energía para este año y para la década 2023-2032. Al igual que el fondo de estabilización se determina el consumo mensual en kw/h indicándose el precio estabilizado más el IPC y el porcentaje adicional por tramo.
¿Cuáles son las observaciones que han planteado?
Durante las sesiones que ha sostenido la Comisión de Minería y Energía, las principales críticas que han surgido apuntan a la prioridad que le ha dado el Ejecutivo a otras fuentes de energía, principalmente al petróleo que ha sido financiado mediante el Mecanismo de Estabilización del Precios de los Combustibles (MEPCO). Se cuestiona también la cuantía de los aportes versus los acotados fondos que se disponen a electricidad.
Otra de las observaciones apunta a que no se impulse una política de subsidios como sí se hace con otros servicios básicos como el agua potable. Ante ello, el Ministerio de Hacienda argumentó que “los dineros que se destinarán al fondo son un aporte neto fiscal”; mientras que el Ministerio de Energía aseguró que “lo importante no es entregar subisidios a la luz sino asegurar la necesidad energética”.
¿Qué cuestionamientos realizan las asociaciones escuchadas?
Son diversas las instancias que han sido escuchadas en la Comisión de Minería y Energía del Senado, entre ellas, la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera), Asociación Gremial de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor), la Sociedad de Fomento Fabril (Sofofa), el ‘think tank’ Libertad y Desarrollo (LyD), el departamento de Energía Eléctrica de la Universidad de Santiago (Usach), el Consejo Minero y las Generadoras de Chile, entre otras.
Varias de ellas hicieron ver sus aprensiones y críticas sobre el proyecto haciendo presente los siguientes argumentos: “no se enfrenta el alza de la electricidad con la misma fuerza que la de los combustibles fósiles”, “se crearán mecanismos que generarán nuevas deudas”, “se pone en riesgo el desarrollo de las empresas generadoras pequeñas y medianas renovables”, “las pymes deberán pagar el alza por consumir más de 350 kw/h”, “no hay evaluación del impacto del cargo adicional” y “el Estado debe asumir –a lo menos- la mitad de la deuda a partir de la ley del 2019”.
En este escenario, la Comisión y el Ejecutivo acordaron formar una mesa de trabajo donde participen los ministerios de Energía, Secretaría General de la Presidencia y Hacienda, los asesores de los senadores y representantes de las asociaciones y actores invitados.
La idea es que entre todos se redacten indicaciones de consenso que puedan ser aprobadas el lunes 11 de julio en la Comisión de Minería y Energía.
El lunes 11 la Comisión de Minería debería aprobar el proyecto en general y particular. El martes 12 debería hacer lo propio la instancia de Hacienda, de manera que ese día por la tarde, la Sala se pronuncie.
Luego sería el turno de la Cámara Baja para revisar los cambios aprobados en el Senado en el tercer trámite. Si éstos son respaldados, el texto se va a ley; de lo contrario, deberá conformarse una Comisión Mixta para zanjar discrepancias.
En cualquiera de los casos, las tarifas eléctricas seguirán congeladas a la espera que salga humo blanco desde el parlamento.
mayo 19, 2022 | Industria
Esta semana, en sesión con la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados, el ministro de Energía, Claudio Huepe, mostró los principios del proyecto de ley que busca evitar alzas en las cuentas de luz, en el cual se propone que los grandes consumidores de energía subsidien a los pequeños, además de crear un fondo que permita enfrentar situaciones de emergencia imprevistas, siendo una de sus principales novedades el que diferencia tramos, según el nivel de consumo de cada cliente.
Además, la iniciativa legal contempla «criterios de solidaridad y proporcionalidad de acuerdo a tramos de consumo de kWh mensuales, fijando un tramo exento del cargo para clientes que registren consumos inferiores a 250 kWh».
El integrante de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados, Jaime Mulet, fue uno de los diputados que estuvo presente en la sesión. El legislador señala a ELECTRICIDAD su opinión respecto al proyecto de ley, donde recalca que lo ve como algo positivo para enfrentar la situación actual.
¿Cómo ve el proyecto de ley del gobierno que busca evitar el alza de las tarifas eléctricas a clientes regulados?
Es algo bueno, lo veo positivo para enfrentar una situación que de alguna manera era inesperada al haberse prolongado una situación de esta naturaleza más allá de lo que se previó hace un par de años atrás, de manera que el gobierno al menos está haciendo frente a esta alza en el precio de la energía.
¿Qué le parece el principio de solidaridad, de que los grandes consumidores subsidien a los que tienen menores consumos?
Me parece correcto, ayer lo conocimos. Hay un beneficio que tienen los grandes consumidores todos los clientes no regulados, libres que se lo otorgan precisamente los clientes regulados que es la estabilidad en el consumo que permite a través de la distribuidora celebrar contratos y estabilizar el sistema. Ellos se benefician obteniendo negociaciones directas con tarifas de casi un 20% más barato promedio, de manera que me parece justa la fórmula que propone el gobierno, precisamente porque el sistema es uno solo y los clientes libres de alguna manera se benefician de los clientes regulados.
¿Cree que el aumento en el pago que deberán afectar a los grandes consumidores pueda afectar la cadena de valor, en el caso de que ellos traspasen esta mayor costos a sus productos finales para el consumo?
Yo creo que esta es una situación transitoria y de alguna manera, los costos asociados a la energía en general están siendo traspasados y es parte del problema que tenemos con el aumento del IPC, el problema de la inflación. Es una probabilidad, sin lugar a dudas, pero hay que entender que es transitorio también. Y ahí tendrán que prever de qué manera traspasan o si no traspasan y postergan algunas alzas o la aplanan haciendo un esfuerzo propio.
¿Cree que esta alza afectará a la minería, que es el principal cliente libre del sistema eléctrico?
No, de ninguna manera. Uno de los problemas del alza es el alto precio del dólar y la minería se beneficia con el alto precio del dólar. Si bien es cierto, le aumenta el costo de uno de sus componentes básicos importantes, con el precio del cobre particularmente sobre cuatro dólares la libra, el sector minero no se va a ver afectado. Le va a incidir, significa una aumento en uno de sus costos, pero los beneficios que se están obteniendo por la misma alza del precio del dólar son mayores.
¿Cree que esta alza pueda afectar en particular a la pequeña y mediana minería?
Creo que sin duda le puede afectar, ya que son consumidores de energía. Pero más bien, es un sector que se va a ver complicado en el caso de los que usan energía eléctrica. Hay muchos que usan otro tipo de energía, como el petróleo, que ya están afectados. Creo que van a verse directamente afectados, ya que ellos tienen evidentemente costos que son mucho mayores a la gran minería, así que es un sector que sin duda se verá afectado.
marzo 22, 2022 | Industria
La semana pasada el Senado aprobó en general el proyecto de ley que prohíbe la inyección por generación de fuentes fósiles al año 2030, con el propósito de promover las energías con fuentes renovables.
Esta iniciativa anticipa que se quiere alcanzar esta meta con todos los medios posibles, generando controversia entre los actores del sector energético, debido a la situación de estrechez que ha obligado a aumentar la generación térmica y que además, retrasaría en el corto plazo la salida de algunas centrales a carbón del sistema.
En base a esto, el socio director del Grupo energiE, Daniel Salazar, explica a ELECTRICIDAD los desafíos que significaría para la matriz eléctrica este proyecto de ley, donde destacó que “impone un desafío adicional pues considera el retiro de todas las fuentes fósiles, lo cual vuelve a instalar el dilema entre ambición y realismo”.
El ejecutivo señala que este proyecto, al no considerar al gas en la transición energética «no se reconoce la condición de estrechez y riesgo de racionamiento que se instaló el año pasado y que se proyecta recurrente en la medida que avance el proceso de retiro del parque a carbón y sigamos siendo afectados por la desertificación”.
A su juicio ¿cómo analiza este proyecto?
Este proyecto se inserta en el marco de la discusión sobre la descarbonización de la matriz eléctrica que se inició con la presentación de otro proyecto de ley que establece el cierre de centrales a carbón a 2025. Se presenta una vez concluidas las audiencias públicas que realizó la Comisión de Minería y Energía del Senado en relación a dicho proyecto. Recordemos que ese proyecto -ya aprobado por la Cámara- se encuentra aún radicado en esa comisión, la que no lo ha votado en general. Por un lado recoge las opiniones mayoritarias que se dieron en la Comisión en torno a que en 2030 sería una fecha más viable para la descarbonización pero impone un desafío adicional, pues considera el retiro de todas las fuentes fósiles, lo cual vuelve a instalar el dilema entre ambición y realismo.
¿Qué le parece que este proyecto no considere al gas en la transición energética?
Creo que es algo que debe corregirse. Se le expuso a la Comisión y ha estado en la discusión pública del sector que una de las condiciones habilitantes para el proceso hacia la carbono neutralidad de la matriz y que viabiliza el retiro del carbón es precisamente el rol fundamental que tendrá el gas natural en este proceso. Ello, pues se requerirá de tiempo para incorporar al sistema la gran cantidad de GW adicionales que se requieren para el reemplazo de esta tecnología así como de almacenamiento o generación renovable de base.
Al parecer no se quiere reconocer que hay una transición que debe ocurrir, ni tampoco se quiere reconocer la condición de estrechez y riesgo de racionamiento que se instaló el año pasado y que se proyecta recurrente en la medida que avance el proceso de retiro del parque a carbón y sigamos siendo afectados por la desertificación.
¿Cuáles son las principales deficiencias de este proyecto?
La definición de cualquier meta debe estar asociada a la identificación de sus beneficios, oportunidades, riesgos y costos. No se trata de decir sólo se puede o no se puede. Lo más relevante es conocer y generar cierta masa crítica respecto a las condiciones habilitantes para que se alcancen los resultados de política pública que se buscan.
En ese sentido, no se conocen estudios acabados respecto del impacto del retiro del gas a 2030, por lo tanto se trata de una meta que no guarda relación con la realidad. Ello sin contar que el sistema requerirá por mucho tiempo contar con una tecnología que permita otorgar suficiencia al sistema en las horas de menor generación renovable pues reemplazar toda la generación térmica para proveer suministro a esas horas demandaría la instalación de una capacidad enorme de almacenamiento, por ejemplo, lo que también implica desafíos técnicos e impactos económicos.
¿Cómo se podría reemplazar este proyecto o qué aspectos debería considerar?
Creo que debe establecerse una suerte de mandato para establecer metas progresivas, con un mecanismo de rendición de cuentas acerca de cómo avanzan las diferentes acciones e iniciativas que harían viable su cumplimiento, con ciertas condiciones que den algún margen de holgura o flexibilidad para adaptarse si la seguridad del sistema y el suministro a un mínimo costo así lo exigen. En definitiva, una normativa más “responsiva”.
