Revista Nueva Minería

En la industria ven con preocupación lo informado por el proyecto María Elena Solar. Aunque desde el Gobierno aseguran que no existe ningún impacto para los clientes.

Una importante alerta se dio en la industria eléctrica nacional, luego de que la compañía María Elena Solar informara al Coordinador Eléctrico Nacional que no podrá seguir cumpliendo el contrato obtenido por la firma en la licitación de clientes regulados de 2015, el cual se extiende hasta 2041, y corresponde a una planta de tecnología solar fotovoltaica ubicada en Pozo Almonte.

A la firma, ligada a la española Solar Pack, “por razones totalmente ajenas a la voluntad y fuera del control de María Elena Solar S.A. no le será posible seguir cumpliendo con las obligaciones de pago derivadas de los Balances de los meses de julio y agosto de 2022, así como tampoco de los futuros Balances que confeccione el Coordinador con
posterioridad a esta fecha”, indicó la empresa, reconociendo que arrastra deudas con el sistema por más de $2.700
millones.

Dichos compromisos serán solventados con la respectiva boleta de garantía, procedimiento que ya está implementando el Coordinador, desde donde confirmaron que la firma será suspendida a partir de hoy del sistema, y sostuvieron que “una vez culminado el proceso de ejecución de la garantía por parte de este Coordinador, su representada seguirá siendo responsable del pago de los saldos pendientes frente a los respectivos acreedores”.

Con todo, desde la empresa aseguraron que según la información que han recibido de parte del propio Coordinador,
a la fecha unas 25 empresas generadoras “acreedoras” o “excedentarias” mantienen deudas pendientes derivadas de distintos Balances.

Si bien la empresa no reveló las causas, existe coincidencia entre expertos en que se debe a los desacoples. Esto se produce ante la falta de sistemas de transmisión para transportar la energía, lo que ha obligado a la empresa a comprar energía en el sistema a US$ 90 el MWh para un contrato por el cual recibe aproximadamente US$ 35 por MWh, generando mermas en su comercialización (ver infografía).

El director de Spec, Carlos Suazo, impulsa esta postura, pero advirtió que es relevante no simplificar ni ser
reduccionista en el análisis. En el corto plazo, ve un bajo margen de maniobra, pero a futuro agregó que se requiere de portafolios diversificados. “Será relevante utilizar nuevas tecnologías para la proyección de dichos escenarios, que caractericen de forma debida los efectos de un sistema profundamente descarbonizado”, señaló.

El subgerente comercial de Ecom Energía, Alejandro Ramírez, explicó que los altos precios de los combustibles han
llevado los costos marginales a los niveles más altos de los últimos 10 años, efecto acentuado por la descarbonización.

“El retiro de algunas centrales de carbón nos obliga a operar centrales diésel más caras. Este aumento de costos
marginales, sumado a los altos niveles de desacoples y vertimientos renovables provocaron que se valorice la generación de la planta solar a un precio más bajo respecto al que la empresa debe pagar, para cumplir con sus contratos regulados”, afirmó Ramírez.

El exmiembro del consejo del Coordinador y director de Acla, Claudio Espinoza, recordó que las ofertas a precios muy bajos en las licitaciones de distribuidoras de 2015 internalizaron escenarios futuros donde el sistema
permitiría emplear de manera eficiente los recursos de generación, no existiendo una condición de escasez hídrica tan prolongada, ni un proceso de descarbonización.

“Se hace necesario establecer a la brevedad una mesa de trabajo públicoprivado donde se acuerde, por un lado,
de qué forma y tiempo se operará el sistema eléctrico en esta transición, y por otra, de qué manera y proporción los sobrecostos de operación que se produzcan a partir de las restricciones de transmisión podrían ser asumidos por el conjunto de empresas eléctricas y clientes, tanto libres como regulados, de manera de evitar que otras empresas
caigan en default”, indicó Espinoza.

El ministro de Energía, Diego Pardow, sostuvo que están monitoreando de cerca la situación con el objeto de adoptar las medidas que sean necesarias, pero destacó que este contrato no supera el 1% de la capacidad de generación. “Quisiera aclarar que esta situación de no pago va a tener un impacto mínimo en precios y que no existe un riesgo de suministro, pues puede ser abastecido por los contratos restantes. Sin embargo, me acabo de reunir con el secretario ejecutivo de la CNE y el superintendente de la SEC y los respectivos equipos técnicos para abordar esta situación”, comentó la autoridad.

Fuente: El Mercurio