Mineras e industrias del norte enfrentarían mayor costo de energía en 2014

Cdec-Sing estimó subida de hasta 45% en el costo marginal para este año, llegando a US$ 117 por MW/h, frente a los US$ 80 MW/h de 2013. Expertos señalan que se deberá recurrir a la generación diésel, la más cara del sistema, para cubrir mayor demanda.

La energía y el agua son dos factores clave para el desarrollo de la minería, y la primera de ellas tendría este año un importante incremento en sus costos. Según estimaciones del Cdec-Sing -organismo que coordina la operación de las eléctricas en el Norte Grande-, el costo marginal se empinaría hasta un 44,7% este año, pasando de un promedio de US$ 80 por megawatt/hora (MW/h) en 2013 a US$ 116,7 por MW/h en 2014, impactando en el costo de producción de las empresas que no cuentan con contratos de suministro de largo plazo o que deben comprar energía en el mercado spot.

“El alza tiene que ver con el aumento en la demanda. Se está usando una proyección que indica que ya no es suficiente con las unidades más económicas del sistema, y que en algunos espacios se podría necesitar la generación diésel, que es más cara, porque no hay capacidad nueva que entre en operaciones este año”, dice María Isabel González, consultora eléctrica.

Las estimaciones del Cdec para este año muestran que la generación neta del sistema -la oferta de las generadoras, y que tiene relación con las necesidades de las empresas para sus procesos productivos- mostraría un alza de 15,5%, pasando de 15.857 GW/h en 2013 a 18.334 GW/H este año. Según un informe de Electroconsultores, la demanda creció 3,8% en los últimos 12 meses.

Pese a esto, dicen expertos, el sistema está lejos de enfrentar estrechez en el suministro. La capacidad instalada de Sing es de unos 4.000 MW, mientras que la demanda máxima alcanza a unos 2.200 MW diarios.

Francisco Aguirre, de Electroconsultores, señala que la holgura en generación a carbón del sistema irá disminuyendo paulatinamente, en la medida que proyectos mineros con contrato de suministro entren en operaciones. “El Sing tuvo una incorporación de centrales carboneras en los últimos dos años bastante abundante. Esas unidades han estado transitoriamente holgadas y en el momento en que entren  las faenas mineras de las cuales devienen sus contratos, el sistema va a quedar readaptado a condiciones mucho menos holgadas de las que han tenido hasta ahora. Eso ocurrirá en el transcurso de este año y hay proyectos mineros que tienen que empezar a hacer demandas efectivas”, dijo.

Otro factor a considerar es el mantenimiento al que deben ser sometidas las centrales carboneras (que representaron el 81% de la generación en enero), que en promedio las deja entre 40 o 45 días fuera de operación, obligando a reemplazarlas con otras unidades.

Este año el consumo de las empresas en el Norte Grande se incrementaría en unos 300 MW, por iniciativas como el proyecto Sierra Gorda -joint Venture entre la polaca KGHM Polska Miedz, a través de su subsidiaria KGHMI, y las japonesas Sumitomo Metal Mining y Sumitomo Corporation-, entre otras. El suministro de gas natural y su precio también impactaría en los costos, aunque el ingreso de centrales ERNC (principalmente solares), tendería a reducir los precios, apunta María Isabel González.

Una visión distinta tiene René Muga, de la Asociación de Generadores, quien indica que, por la alta variabilidad existente en el Sing, es difícil hacer estimaciones de costos y de demanda. “En el Sing, dado a que la demanda está concentrada en la industria minera, es difícil de proyectar, porque hay escenarios muy distintos entre baja y alta demanda, con diferencias de hasta  100%. Cada minera toma decisiones de producción dependiendo de cómo está el precio y otros factores de su propio mercado”, dice.

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