Codelco y Colbún inician conversaciones para renegociar contratos de suministro eléctrico

De concretarse un acuerdo, sería el segundo que se logra entre ambas firmas frente a los contratos firmados en 2010. En 2015 ya se revisó el valor asociado a la entrega del suministro, que estaba ligado al costo marginal, la unidad más cara del sistema. Estatal busca reducir su gasto en energía, que permanece alto.

El 20 de enero de 2010, el entonces presidente ejecutivo de Codelco, José Pablo Arellano y quien en ese entonces ocupaba el cargo de gerente general de Colbún -de propiedad del Grupo Matte- Bernardo Larraín, estrecharon sus manos tras alcanzar un acuerdo de suministro eléctrico que aseguraría el insumo a la minera hasta 2044. De esta manera, la estatal aseguraba energía para el largo plazo, justo en tiempos en que esta escaseaba dada la crisis del gas argentino.

Pero ahora, a casi diez años de ese evento, las firmas nuevamente se sentaron a conversar. ¿La razón? Renegociar las condiciones relacionadas con dicho acuerdo, considerando que los precios de la energía han disminuido fuertemente en los últimos años, tras la arremetida de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC).

Así, según fuentes cercanas a la estatal, se han desarrollado reuniones en las que habría participado el gerente general de la generadora y expresidente ejecutivo de la minera, Thomas Keller, siendo sus contrapartes en la cuprera el vicepresidente de Productividad y Costos, José Robles y el gerente de suministros estratégicos, Francisco Danitz. Pese a lo anterior, trascendió que las conversaciones están en etapa inicial y que los acercamientos aún no implican un consenso, que de lograrse sería el segundo que se alcance, luego de que estos mismos contratos fueran renegociados a partir de 2015.

De igual modo, fuentes explicaron que las conversaciones también estarían relacionadas con el anhelo de la corporación de lograr que su suministro de energía provenga de fuentes limpias, plan que cuadra con la estrategia de generadoras para comercializar contratos en el mercado con atributos renovables.

Aunque ambas compañías declinaron referirse al tema, el CEO Nelson Pizarro se refirió a esto en la entrega de resultados al tema energético. “Hay varias productoras de energía que están descarbonizándose (…) y hemos estado trabajando con ellos bajo esa lógica. Creemos que de aquí a unos pocos años más estos precios tan altos de la energía deberían caer, específicamente si comparamos los US$ 113,4 MWh de 2017 con los US$ 122,5 MWh de 2018”, señaló hace algunas semanas.

El Acuerdo

El acuerdo alcanzado en 2010 consideró la firma de dos contratos entre ambas compañías. Uno a quince años, que finaliza en 2029 y otro a 30 años, que lo hace en 2044. Ambos por una potencia de hasta 510 MW -lo que se traduciría en unos 25.500 mil hogares- y energía asociada de aproximadamente 4.000 GWh anuales. Todo lo anterior, para abastecer las divisiones de la zona central: Salvador, Andina, El Teniente y Ventanas.

De acuerdo con los estados financieros de la estatal, los contratos están basados en la producción de energía proveniente de la central térmica Santa María , por lo que su insumo principal es el carbón.

“Mediante estos contratos suscritos, los cuales operan mediante la modalidad take-or-pay, la Corporación se obliga a pagar por la energía contratada y Colbún se obliga restituir a precio de mercado la energía no consumida por Codelco. Estos contratos tienen fecha de vencimiento para el año 2029 y 2044”, dice el texto.

En ese sentido, en la renegociación que se efectuó en 2015, se logró que Codelco dejara de pagar al valor del consumo a costo marginal, que implica la unidad más cara que opera en el sistema, por lo que expertos consultados estimaron que el valor actual de los contratos podría estar en torno a los US$ 100 MWh, versus precios de alrededor de US$ 50/40 MWh, que se estarían firmando en la actualidad en el mercado.

Fuentes consultadas, indicaron que el paquete contratado representa una participación importante de la capacidad instalada del sistema, ascendente a unos 24 mil MW instaldos, por lo que los 510 MW representarían alrededor del 2% de la capacidad instalada total.

Por otro lado, indicaron que a nivel de demanda máxima del sistema, esta estaría alrededor de 11 mil MW, por lo que los 510 MW de los contratos, representarían un 4,5% de este total.

En tanto, según datos de Systep, el costo marginal en la zona central se ubica en US$62 por MWh.

Jueves 11 de abril de 2019.

Fuente: La Tercera.