Por J. Catrón y M. Bermeo
El dilema legal en que se encuentra Castilla, traerá varios coletazos, dependiendo del resultado final del recurso de apelación que interpuso CGX y el Consejo de Defensa del Estado (CDE) ante la Corte Suprema. Hace unas semanas, la Corte de Apelaciones de Antofagasta, decidió declarar nula la calificación de “molesta” a la central, cambiándola por la primera calificación de “contaminante”.
El problema es que mientras Castilla sufre un nuevo revés, la situación eléctrica en el norte chico del país se vuelve crítica. Los escenarios que se abren son básicamente dos: de corto y largo plazo. En esta última instancia, si la Suprema decide dar el favor a la Corte de Apelaciones, Castilla volvería a foja cero y sería casi imposible sacarla adelante, ahora que el consejo municipal de Copiapó cambió el uso de suelo. En este caso, destaca una fuente del sector, las consecuencias serán complejas no sólo para la firma y las mineras afectadas, sino que para todo el país. Ello, porque no existe un proyecto alternativo a Castilla que logre suplir la demanda de la minería. Ello desembocará, en varios años con demanda superando a la oferta.
El efecto próximo
En cualquier caso, la sola demora de la entrada del proyecto, ya tendrá varios efectos secundarios. Uno de ellos, dice un ejecutivo de una generadora, es que los costos marginales se dispararían, ante la estrechez del sistema.
Unos esgrimen que algunas generadoras como Guacolda podrían verse beneficiados con el solo retraso de Castilla, y que la firma estaría considerando echar a andar su quinta unidad. Sin embargo, otro ejecutivo señala que aunque es una ayuda, no resolverá la gran demanda que tendrá el sector, mucho mayor a los 140 MW que aportaría la nueva unidad.
El presidente de la Asociación de Generadoras, René Muga, explica que “no hablaría de beneficiados (con el retraso de Castilla). Esto repercute en una zona en que habrá gran demanda minera. La Tercera Región tiene un desarrollo minero muy potente y no está definido cuáles serán las fuentes de energía que lo abastecerán”.
Francisco Aguirre, de Electroconsultores, explica que “el drama se produce hacia 2018. En el norte chico nuestra proyección es que la demanda podría triplicarse a 2.100 MW si se desarrollan todos los proyectos mineros que están en avanzando”. Para el consultor, la “única solución es la ampliación de la línea de transmisión de Santiago al norte, que está siendo licitada a fin del mes, la que llevaría unos 1.500 MW adicionales al norte, con lo cual se resolvería ese problema”.
La complicación, retrucan en el sector, es que no existe certeza de que las líneas de transmisión estén a tiempo, pues esta parte de la cadena enfrenta sus propios problemas, con muchas judicializaciones.
Otros argumentan que el proyecto Punta Alcalde podría ser otro de los descompresores de la oferta. Sin embargo, el proyecto registra un aplazamiento hasta el 31 de marzo y el 11 de abril entraría recién a evaluación ambiental.
En Electroconsultores afirman que “los números señalan hoy que existe del orden de 700 MW de demanda en el norte, y con la oferta actual se alcanza a cubrir eso y hay un respaldo por una cantidad similar (…), pero, ya en 2014 tenemos una duplicación de demanda en la zona, lo que hace que hacia esa año se acabe el respaldo. Eso no significa racionamiento, lo que sí sucederá es que se deberán emplear medidas de emergencia, es decir, generar con petróleo”.
Ante escenario adverso, sin proyectos de generación entrando a la matriz, todos apuntan hacia un encarecimiento del precio spot, hacia donde tendrían que ir, como última medida las mineras.
El problema es que los costos se dispararían. Por ejemplo, dice Aguirre, la generación de 1MW/ con carbón está en torno a los US$ 60, mientras que con petróleo es hasta 3 veces más.
El tema es que muchas generadoras ante este escenario, han escogido no ir a las licitaciones de las mineras al llevar a la balanza el pago por su mismo MW/h: mientras en las licitaciones pueden conseguir unos US$ 140, como máximo, si deciden vender su generación en el mercado spot, podrían llegar a cobrar hasta US$ 300, como ocurre en algunas zonas del norte chico, explica el consultor.
Esto, dice en un ejecutivo de la industria, tendrá un efecto colateral en los precios de los clientes regulados una vez que los contratos se vayan renegociando en el futuro. Ello, porque la fijación del precio de estas licitaciones viene con un precio máximo definido en función del promedio de los contratos libres. Es decir, si los contratos de clientes libres con las generadoras, llámense mineras u otros, es alto, el promedio será el máximo que se fijará para los contratos de clientes regulados, entre ellos los domicilios.
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