El último golpe lo dio el grupo Luksic, tras ingresar a través de Antofagasta Minerals a Alto Maipo. Sin embargo, según fuentes de la industria, serían varias las mineras que estarían analizando diversas fórmulas de asociación con las eléctricas, como una forma de reducir sus costos en este apartado.
A causa de la estrechez que vive el sector eléctrico, que ha visto el retraso, o derechamente la desaparición de muchos grandes proyectos de generación que representarían casi un 85% de la capacidad adicional que se requiere para los próximos ocho a diez años, la minería ha tenido que volver a sus orígenes cuando cada proyecto tenía su propia central generadora.
Dos modelos
Hoy, las firmas han mostrado dos modelos con los cuales pretenden atacar el problema. El primero de ellos establecido por BHP y Codelco, desarrollando proyectos de generación para que sean construidos y operados por un tercero, con sus centrales Kelar y Luz Minera, respectivamente. El otro esquema es el que ha instituido Luksic, ingresando a la propiedad de los desarrollos.
En la industria destacan el modelo de Luksic, que nació cuando buscaba contratos para Esperanza y decidió ingresar a Hornitos, de GDF Suez. En cuanto al esquema de BHP y Codelco, aseguran que este ya fracasó en una primera instancia, cuando impulsaron Energía Minera –de Codelco- y la primera versión de Kelar –cuando era un proyecto a carbón-, debido a que ponían una camisa de fuerza para los operadoras, al obligarlos a vender su energía a las mineras, siendo que podría haber mejores oportunidades fuera. En todo caso, aseguran que el GNL podría hacer que esta vez el escenario sea distinto.
Según fuentes de mercado, el modelo que estableció Luksic permite a las mineras “recuperar” en algo lo que pierden con los altos precios de la energía. Así, aunque están dispuestos a pagar más por la generación, también reciben utilidades por la venta de energía, y aunque no alcanza a “netear” el efecto, sí consigue atenuar los costos, explica Francisco Aguirre, de Electroconsultores. El generador, en tanto, recibe a un socio con espaldas para apoyar el proyecto, y firma contratos de suministro de energía, con los que buscar financiamiento.
Este esquema es el que estarían trabajando otras mineras. Dentro de los meses que vienen, aseguran, se verán nuevos anuncios, incluido el sector de las ERNC.
De hecho, desde el año pasado suena un eventual joint venture entre los Luksic y E-CL para levantar la Central Infraestructura Energética (375 MW cada unidad), proyecto que aún está en búsqueda de socio.
El factor de cambio
El motivo que ha impulsado a las mineras a adentrarse en la generación ha sido el ajustado escenario que se prevé para los próximos años. Las cifras son reveladoras. Según un análisis del Consejo Minero, de las naciones donde se extraen minerales, Chile sería la segunda con tarifas de electricidad más alta para la industria del cobre, tomando en cuenta proyecciones entre 2014 y 2020. Sólo sería superado por el Congo y presentaría precios un 83% superiores a los de Perú.
Además, dicen en la industria, los proyectos mineros no soportarían precios por sobre US$ 150 /MWh en el tiempo.
Y las estimaciones son preocupantes, al considerar que a 2020 el país necesitará más de 8 mil MW de capacidad instalada adicional, de los cuales 3 mil MW serán para la minería. Explicado de otra forma, el Consejo Minero dice que si en 2012, de un total de 65 mil GWh generados en Chile, un 33% fue utilizado por la industria minera Y, al año 2020, cuando la generación alcance los 100 mil GWh generados, un 40% será ocupado por la minería. En ese escenario, el país aumentará su demanda eléctrica a tasas de un 6% anual, con la minería incrementando su consumo en un 6,7% al año.
¿Por qué la minería incrementará su demanda de electricidad? Un rol protagónico en este aspecto lo jugará el recurso hídrico, que si bien en fuentes dulces es acotado, encuentra su solución en el océano. A 2022, el ministerio de Minería ha catastrado que se invertirán cerca de US$ 10 mil millones por parte de las mineras para sacar agua del mar.
A mayor agua, se necesitará mayor cantidad e intensidad de energía eléctrica. Según cálculos de la industria, para llevar esta agua hacia proyectos en altura, se necesitará entre 30 MW y 40 MW dependiendo del flujo y la altitud.
El costo marginal
Otro factor crucial en esta decisión de ingresar al negocio eléctrico es que las mineras se han visto enfrentadas a un cambio en la industria. Las generadoras están instaurando contratos a costo marginal entre clientes libres, o al menos, dejando un par de años con este indexador.
El golpe con este esquema es durísimo para las mineras, considerando que el costo marginal supera los
US$ 200 MWh –llegando en algunos casos casi a US$ 300 /MWh- y que hoy los contratos se firmarían a costos de generación térmica; es decir, en torno a US$ 90/MWh, a lo que hay que sumar costo por potencia (otros US$ 15 - US$ 20/MW), transmisión y sub transmisión (US$ 10 –
US$ 12 /MW), dejando así el costo medio en torno a US$ 120 /MWh.
Ante esto, Diego Hernández, presidente ejecutivo de AMSA aseveró hace unas semanas que “hoy día no tenemos mucha claridad si seremos capaces de tener la energía necesaria para que Chile siga creciendo” agregando que “cuando uno tiene un PPA que se termina, va a negociarlo para renovar y la empresa eléctrica responde que lo renovarán, pero hay que estar primero cuatro años expuestos al precio marginal (…) Es decir, los riesgos inherentes al negocio de la generación, están siendo transferidos a los clientes”.
Entre quienes están pagando marginal se encuentra Codelco que, tras comprar en el spot durante parte de 2012, desde marzo tiene un contrato con Colbún, el cual se cobrará a costo marginal hasta 2015.
Los Pelambres, de Antofagasta Minerals, está en una situación semejante, lo que se corrige con el acuerdo con AES Gener a partir de 2015. Fuentes de la industria aseguran que SQM y Sierra Gorda debieron hacer lo mismo con AES Gener; mientras que CAP y Kinross firmaron acuerdos de este tipo con Guacolda, además de Lumina Copper con Endesa, entre otros.
En el sector minero dicen que unos 3.000 GWh al año están bajo esta modalidad contractual. Este volumen seguirá en aumento y se estima que todas las operaciones mineras que entrarían entre 2018 y 2019 deberán adherir a este sistema al menos por algunos años, dando pie a estas nuevas asociaciones, como única vía para disminuir costos.
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