En el Norte Chico, la demanda eléctrica alcanza a 700 MW y se prevé que a 2018 se triplicará. Debido a los problemas en transmisión hacia la zona, la alternativa más factible es levantar centrales a diésel, cuyo costo es tres veces superior al carbón.
por Pamela Zúñiga y Carolina Pizarro - 18/03/2012 - 11:11
La paralización judicial del proyecto termoeléctrico Castilla, tras el fallo adverso de la Corte de Apelaciones de Antofagasta que puso en jaque la aprobación ambiental del proyecto, encendió la preocupación de inversionistas de diversos sectores, pero sobre todo de las mineras, que seguirán con atención cómo se resuelve el caso en la Corte Suprema en los próximos meses.
La iniciativa ligada al empresario brasileño Eike Batista, que aportará en total 2.100 MW y partiría en 2015, está ubicada en la Región de Atacama, centro neurálgico de las inversiones mineras que concentra un 30% de los US$91.400 millones que se destinarán a iniciativas en esta industria a 2020, según las últimas cifras oficiales.
Entre los proyectos más grandes de la zona se destacan Pascua Lama y Cerro Casale (Barrick), Caserones (Pan Pacific Copper), Santo Domingo (Far West), Inca de Oro (Pan Aust), Lobo Marte (Kinross), San Antonio (Codelco), Relincho (Teck) y el también paralizado proyecto El Morro, de Goldcorp.
El sector ha hecho llegar su preocupación al gobierno, a través de conversaciones informales, cuentan altas fuentes del Ejecutivo. Esto, pues había mineras que ya estaban en conversaciones con Castilla para firmar contratos de abastecimiento de energía, insumo clave para sus proyectos. Según un gerente de la industria eléctrica, las negociaciones entre una generadora y un cliente industrial duran por lo general dos años, para comprometer suministros por entre 15 y 20 años.
Y aunque en el sector se cree que hay una alta probabilidad de que la Suprema dé luz verde a la iniciativa, por estos días -cuentan altos ejecutivos del sector minero- las distintas operadoras ya comienzan a analizar un "plan B" que podría resultarles más caro: al 2014 el alza en la demanda sólo podría cubrirse con centrales a diésel, con un costo promedio de US$300 por MWh, el triple de contratar a precio de carbón, unos US$ 100 MWh.
El tema es crucial. En costos, la energía concentra un 15% de los gastos de las mineras, según el analista del Centro de Estudios del Cobre, Rodrigo Balbontín. En algunas operaciones representa un 30%. Pero, además, en el caso de Atacama, el insumo es también clave para la desalinización y el transporte de agua a las operaciones en la alta cordillera, considerando la escasez que hoy tiene la región. Balbontín sostiene que hacia 2020 un 7,4% del consumo de energía en el sector minero se dará por desalinización, lo cual repercute en los costos directos (cash cost o C1), los que aumentarían proporcionalmente 7%.
En el proyecto Castilla, además, se planea una desaladora. Varias industrias y mineras se habían acercado a la firma para contar con este recurso, confidencian fuentes.
La inquietud que provocó este revés judicial ha sido compartida en el sector empresarial. El presidente de la Sofofa, Andrés Concha, dijo esta semana que el fallo coloca "en un pie de gran incertidumbre la importante expansión minera" en Atacama. También indicó que espera que la Suprema revierta la decisión. Lo mismo opina el presidente ejecutivo del Consejo Minero, Joaquín Villarino.
En la Asociación de Generadoras, su gerente general, René Muga, sostiene que "la señal que entrega la justicia es preocupante. Hoy que un proyecto tenga aprobación ambiental no genera certeza para los inversionistas". Añade que para el Sistema Interconectado Central (SIC) se enciende "una luz de alarma a partir de 2016", pues no hay grandes centrales en construcción para la demanda de esos años.
De hecho, según cifras del gremio, hay 21.499 MW sometidos a evaluación ambiental. De ellos, un 69% ha sido aprobado, pero sólo un 11% se encuentra en construcción. En el caso de las térmicas, de los 13.117 MW aprobados, hoy se construyen sólo 1.460 MW (ver infografía).
Francisco Aguirre, de Electroconsultores, hace años asesora a grandes clientes en sus contratos de abastecimiento eléctrico. Tras la decisión judicial, ha visto que "las mineras tienen que buscar planes B, aunque la mayoría de éstos signifique mayores costos". Esto no sólo impactará en alzas de precios para las productoras, sino también en los contratos de clientes libres del sector industrial y, eventualmente, sobre el sector residencial, ya que las licitaciones de suministro tienen un límite de precios máximos basado en los contratos de generadoras con consumidores libres, dice.
El experto explica que hoy la demanda en el Norte Chico alcanza 700 MW y hacia 2018 se triplicará, alcanzando 2.100 MW. Hacia 2014 se prevé que el consumo en la zona alcance 1.400 MW. "Si no se construye ninguna central a carbón tendría que usarse toda la capacidad a diésel y carbón, lo cual implica costos a precios del diésel, que más que triplican el del carbón", afirma.
Este es justamente el escenario más complejo para las mineras: la brecha entre 2014 y 2017, considerando que no hay grandes proyectos que ingresen al Sistema Interconectado Central (SIC) en esos años, a lo que se suma la dificultad de transmisión en la zona. La Comisión Nacional de Energía (CNE) licitará a fin de mes una línea de 1.500 MW entre Polpaico -al norte de Santiago- y Cardones, cerca de Copiapó. En las bases del proceso se establece que debería estar lista hacia 2017, lo que daría holguras para el sector del Norte Chico.
En generación, los proyectos más cercanos al nuevo centro de consumo minero, además de Castilla, son Punta Alcalde, de Endesa, por 740 MW y una inversión de US$1.400 millones en Huasco, hoy en trámite ambiental, y la quinta unidad de Guacolda, que generará 152 MW, aún sin fecha de puesta en marcha.
Por lo mismo, la salida en el corto plazo que ven los expertos es sólo la generación con diésel para pasar los períodos de mayor dificultad energética en Atacama.
Lo mismo creen en la industria minera. Un alto ejecutivo del sector destaca que el diésel sería una solución de emergencia mientras se piensa en un plan de largo plazo. Este podría incluir la generación con gas natural licuado (GNL), que hoy no tiene precios tan competitivos, pero con los hallazgos de shield gas en Estados Unidos podría encontrarse a menores precios. Esta solución considera precios de US$150 Mwh, más caro que el carbón, pero la mitad del diésel. Y tiene el beneficio de menores emisiones que el carbón. El ejecutivo recuerda que Colbún declaró interés en traer GNL en barcos regasificadores para sus operaciones.
Más a largo plazo también se pueden analizar opciones como las energías renovables, dice Juan Enrique Morales, ex ejecutivo de Codelco y hoy director del centro de innovación minera de la U. Adolfo Ibáñez. "Obviamente esto no aliviará toda la necesidad de energía, pero es un complemento", añade.
La investigadora de Libertad y Desarrollo, Susana Jiménez, afirma que la postergación de nuevos proyectos en el SIC "sólo puede traer mayores precios, para clientes libres y futuros contratos de los regulados". A la par, sostiene que muchos planes de mediana minería en Atacama podrían no ser rentables por los altos costos de la energía. "La solución vía aumento de transmisión es de más largo plazo, después de 2017, y hay que considerar que se estiman inversiones por US$18.500 millones en minería hacia 2015 sólo en esa región".
Hugh Rudnick, profesor de la Universidad Católica, explica que el retraso de la central "puede tener un efecto fuerte sobre la minería, porque los costos de usar diésel son altísimos" y en el caso más extremo, dice, "llevar a que algunos proyectos no se realicen porque no flotan con costos tan altos".
