Traspaso de costo de impuesto verde abre disputas entre eléctricas y mineras
Este episodio se da en un escenario de contratos más sofisticados, que tendría a los clientes libres en una posición donde podrían decir mucho más.
En los últimos veinte años la relación comercial entre los grandes consumidores de energía y las generadoras ha tenido altos y bajos.
La llegada del gas natural desde Argentina o el posterior corte definitivo del suministro de ese hidrocarburo provocaron importantes bajas y alzas en los precios de la energía, variaciones que a su vez derivaron en renegociaciones de contratos que, en no pocos casos, terminaron complejas batallas legales que incluso en algunos años tardaron años en resolverse.
Esta historia de desencuentros está escribiendo ahora un nuevo capítulo, a partir de la intención de las eléctricas de traspasar a tarifas el cargo del impuesto verde, pese a que hasta ahora las estimaciones apuntan a que el aporte de este sector productivo asociado a este tributo, que marcó la última etapa de la reforma será más bien bajo.
Claro que, en el contexto de ahorro en el que están insertas, las mineras aparecen decididas a resistir cualquier reajuste, especialmente en este insumo, ya que la energía ha sido uno de los ítems que más ha contribuido en su reducción de costos. En un estudio reciente Cochilco fijó este ahorro en casi 3 centavos de dólar por libra de cobre, de un total de 25 centavos de dólar que el costo directo de la industria bajó al tercer trimestre de 2016, comparado con igual lapso del año anterior.
Recientemente y a través de cartas las generadoras oficializaron a sus clientes libres la intención de traspasarles este costo y, precisamente, estos documentos han servido de base a las mineras, entre las que figuraría SQM, para iniciar procesos denominado de arbitraje preventivo, en este caso en contra de AES Gener, con cuyas filiales Norgener y Cochrane mantiene compromisos de compra de energía, según se informa en la memoria de la eléctrica.
Margen de acción
Abogados especialistas en este tipo de contratos explican que a diferencia de lo que sucedió hace una década, cuando a raíz del corte de gas argentino, las mineras tuvieron poco margen de acción y se vieron casi obligadas a absorber prácticamente todos los sobrecostos de la operación de las generadoras, hoy los contratos son más sofisticados y además de establecer mecanismos de mediación ante diferencias o sistemas preventivos de resolución de controversias, también dejan espacio para que el cliente pueda objetar cualquier traspaso.
Conocedores del sector explican que en el caso de los contratos de suministro, conocidos como PPA por su sigla en inglés, sirven como respaldo para obtener un project finance para la construcción de una central, por lo general se establece que como una forma de asegurar los flujos que sustentan el pago, el cliente acepta asumir costos que pudieran surgir a lo largo del convenio, como algunas situaciones de fuerza mayor o derivadas de normativas o tributarias, como sucede ahora con el impuesto verde.
Las fuentes añaden que en paralelo los contratos establecen la obligación para suministrador de la energía de agotar todas las instancias para evitar o reducir este cargo adicional.
Precisamente, a este factor estarían echando mano las mineras para evitar el alza en su factura eléctrica, para lo cual los equipos legales estarían revisando la tramitación del proyecto que derivó en el impuesto verde, a fin de determinar si las eléctricas realmente cumplieron con su parte de las cláusulas, es decir, si agotaron todas las instancias y acciones para evitar este tributo.
Esta materia, que se presta para diversas interpretaciones, se estaría resolviendo en estos procesos legales intermedios que buscan evitar llegar al terreno del arbitraje.
RECAUDACIÓN DEL TRIBUTO SERÍA INFERIOR A ESTIMACIÓN DEL GOBIERNO
La operación esporádica de los equipos, así como las mejoras introducidas para cumplir normas de emisión, van a jugarle una mala pasada a la autoridad y a sus expectativas de recaudación por concepto del impuesto verde.
De acuerdo con estimaciones del sector, la conjunción de estos factores podría implicar que el pago efectivo por este concepto esté más cerca de los US$ 50 millones por año, que de los US$ 140 millones que esperan en el gobierno, y muy por debajo de los US$ 200 millones que fue la estimación inicial con la que este impuesto se incluyó en la reforma tributaria.
Conocedores explican que esta menor recaudación respondería por un lado a las menores emisiones que tendrá el parque termoeléctrico considerando las inversiones realizadas para cumplir con la norma específica de emisiones para este sector, la que hasta el año pasado consideró el material particulado, pero que a partir de 2017 incluye otras emisiones contaminantes.
Además, las centrales que usan gas tienen pocas emisiones, por lo que el impuesto que pagarán será bajo, mientras que las unidades que usan diésel y que pagarían más, funcionan en forma esporádica como respaldo. En el caso de las centrales a carbón, el despliegue de equipos de abatimiento también les resta volumen a las emisiones afectas a este impuesto.
De esta forma, añaden en el sector privado que las eléctricas aportarán poco de lo que se junte, lo que dejaría a las calderas industriales, que en cada unidad productiva superen los 50 MW de capacidad, como las principales fuentes de recaudación de este tributo, contrario también a lo que el gobierno planteó como pilar de este cobro en el marco de la reforma.
