La suspensión de la mina Pascua Lama en la Argentina ha generado un desbalance en las previsiones que se hacían en Chile para la producción de energía eléctrica. AES Gener, empresa que controla la central Guacolda (proveedora de energía para la mina), habría perdido un arbitraje frente a la Barrick Gold para fijar precios de la energía vendida en 2016 y debe salir a buscar mercado para su producción.
Guacolda, el mayor complejo termoeléctrico del Sistema Interconectado Central (SIC) de Chile, enfrenta por estas horas una difícil situación ante la falta de contratos de suministro de largo plazo para su quinta unidad, pronta a entrar en operaciones.
A principios del segundo semestre, AES Gener, firma que controla el 50% de la propiedad de la termoeléctrica, sufrió un revés en el juicio arbitral que mantenía con la minera de capitales canadienses, Barrick.
En 2013, y ante los retrasos que tuvo el proyecto minero Pascua-Lama -hoy paralizado-, la minera inició conversaciones con AES Gener para que se les respetara el contrato de suministro eléctrico hasta 2016, ante la imposibilidad de utilizar la energía en sus instalaciones y a los mismo precios que se fijaron en el acuerdo original.
El desacuerdo entre las firmas surgió luego de que AES Gener estimara que la propuesta la perjudicaba, mientras que Barrick consideró que la generadora no tendría perjuicios económicos, pues vendería la energía en el mercado spot a un precio mucho mayor al que tenían pactado entre ellos.
Fuentes en la industria señalan que el arbitraje se habría resuelto de forma favorable para Barrick, dejando parte de la capacidad de generación de Guacolda sin contrato, y con la construcción de una quinta unidad en proceso, con lo que la capacidad total de la termoeléctrica llegaría a 760 MW.
El acuerdo entre Barrick y AES Gener contemplaba el suministro de unos 120 MW de energía, con un valor de unos US$ 70 millones. Además, Barrick también tenía acuerdos de suministro con el parque eólico Punta Colorada (36 MW) y un motor de respaldo en base a petróleo pesado de 18 MW.
Con parte de su energía sin contrato -y proyectos mineros paralizados por la baja en el precio del cobre-, debe vender energía al mercado spot, en un escenario donde los costos marginales han caído 90% desde marzo de 2014, ubicándose hoy en torno a los US$ 20 por MWh, muy por debajo del costo de producción de una central carbonera eficiente.
Las restricciones de transmisión en la zona también han tenido un efecto negativo, debiendo la central operar en algunas horas del día a mínimo técnico.
La quinta unidad del complejo tiene un avance de 99,7% en su construcción y entrará en operaciones a fin de año. Si vende energía al spot, el diferencial de precios le será adverso, y si opta por no operar, la remuneración no compensaría la inversión, ya que el pago por potencia que recibiría del sistema alcanzaría a unos US$ 6 millones, frente a los US$ 235 millones que demandó su construcción.
La solución para esto sería obtener contratos de suministro de largo plazo en las licitaciones para clientes regulados, pero la eléctrica ya falló en su primer intento, por lo que estaría trabajando para ofertar en abril del próximo año.
DF
Guacolda, el mayor complejo termoeléctrico del Sistema Interconectado Central (SIC), enfrenta una difícil situación ante la falta de contratos de suministro de largo plazo para su quinta unidad, pronta a entrar en operaciones.
A principios del segundo semestre, AES Gener, firma que controla el 50% de la propiedad de la termoeléctrica, sufrió un revés en el juicio arbitral que mantenía con la minera de capitales canadienses, Barrick.
En 2013, y ante los retrasos que tuvo el proyecto minero Pascua-Lama -hoy paralizado-, la minera inició conversaciones con AES Gener para que se les respetara el contrato de suministro eléctrico hasta 2016, ante la imposibilidad de utilizar la energía en sus instalaciones y a los mismo precios que se fijaron en el acuerdo original.
El desacuerdo entre las firmas surgió luego de que AES Gener estimara que la propuesta la perjudicaba, mientras que Barrick consideró que la generadora no tendría perjuicios económicos, pues vendería la energía en el mercado spot a un precio mucho mayor al que tenían pactado entre ellos.
Fuentes en la industria señalan que el arbitraje se habría resuelto de forma favorable para Barrick, dejando parte de la capacidad de generación de Guacolda sin contrato, y con la construcción de una quinta unidad en proceso, con lo que la capacidad total de la termoeléctrica llegaría a 760 MW.
El acuerdo entre Barrick y AES Gener contemplaba el suministro de unos 120 MW de energía, con un valor de unos US$ 70 millones. Además, Barrick también tenía acuerdos de suministro con el parque eólico Punta Colorada (36 MW) y un motor de respaldo en base a petróleo pesado de 18 MW.
Problemas en el norte del SIC
La entrada de generación en base a ERNC, principalmente plantas solares, en el norte del SIC, también ha puesto en un escenario complejo a Guacolda.
Con parte de su energía sin contrato -y proyectos mineros paralizados por la baja en el precio del cobre-, debe vender energía al mercado spot, en un escenario donde los costos marginales han caído 90% desde marzo de 2014, ubicándose hoy en torno a los US$ 20 por MWh, muy por debajo del costo de producción de una central carbonera eficiente.
Las restricciones de transmisión en la zona también han tenido un efecto negativo, debiendo la central operar en algunas horas del día a mínimo técnico.
La quinta unidad del complejo tiene un avance de 99,7% en su construcción y entrará en operaciones a fin de año. Si vende energía al spot, el diferencial de precios le será adverso, y si opta por no operar, la remuneración no compensaría la inversión, ya que el pago por potencia que recibiría del sistema alcanzaría a unos US$ 6 millones, frente a los US$ 235 millones que demandó su construcción.
La solución para esto sería obtener contratos de suministro de largo plazo en las licitaciones para clientes regulados, pero la eléctrica ya falló en su primer intento, por lo que estaría trabajando para ofertar en abril del próximo año.
Consultados AES Gener y Barrick, las firmas declinaron realizar comentarios para este artículo.
CONGESTIÓN EN EL NORTE CHICO
Los próximos tres meses serán críticos para la zona norte del SIC, donde se espera que los costos marginales marquen cero en varias horas del día, ante la mayor generación de las centrales solares que inyectan energía en el norte de la Tercera Región. La situación ya ha sido advertida en el mercado y complicaría principalmente a los generadores convencionales, que usan combustibles de costos más altos.
Las soluciones a este problema demorarán al menos dos años en estar operativas. Por un lado, se espera que la interconexión entre SIC y SING entre en operaciones a fines de 2017 o principios de 2018, pero para descongestionar la zona y lograr evacuar toda la energía que se produce ahí, será necesario que el refuerzo del tendido Polpacio-Cardones también esté disponible, pero aún no termina su tramitación ambiental.
