Pascua Lama - Areaminera

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areaminera
Columna
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¿Y la alternativa de utilizar gas natural
licuado traído por mar?
Un solo barco permitiría abastecer a una de
estas centrales de ciclo combinado por 40
o 45 días. Cada nave trae gas comprimido
500 o 600 veces, pero vale entre 170 y 190
millones de dólares y mientras no se aclare
el precio del gas natural licuado los inversionistas
no saben que hacer, porque los
precios no están resultando en la fantasía de
US$ 4 a 4,5 por millón de BTU que validaba
originalmente el proyecto de gas natural
licuado con una planta de gasificación y en
la cual podía haber un desarrollo futuro con
plantas de ciclo combinado.
Alimentándose con gas natural licuado,
Chile podría resolver el problema energético
con plantas de ciclo combinado y así
podríamos seguir desarrollando una matriz
parecida a la que teníamos con el gas natural
argentino. Pero, las decisiones de inversión
están paralizadas, nadie se atreve
a construir una planta de ciclo combinado
porque no sabe la disponibilidad de gas.
Gas argentino no vamos a conseguir, no hay
ningún argentino que pueda hacer contratos
de aprovisionamiento porque las condiciones
políticas no se lo permiten y tampoco se
sabe al precio que va a llegar el gas natural
licuado.
El ex ministro de economía Jorge Rodríguez
dijo que un precio de US$ 4 a US$ 4,5
lo hace factible pero el año pasado el gas
natural licuado llegó a cifras de US$ 14 a
US$ 15 por millón de BTU. Obtener el gas
es fácil, es un commodity, se puede comprar
en África, en Barbados, en distintas partes
del mundo, pero su precio varía de acuerdo
a los precios del petróleo.
Nadie se atreve tampoco a la inversión tradicional
de carbón, como las que se construyeron
en el Norte Grande en los 90, nadie
quiere que le pase lo que pasó el 95, en que
estando las carboneras prácticamente, se
abre a la generación por gas natural argentino
y se llena de plantas generadoras a gas y
las carboneras quedan prácticamente como
monumentos nacionales.
Afortunadamente para el sector minero,
cuando las plantas de ciclo combinado a gas
natural comenzaron a quedarse sin combustible,
las carboneras empezaron a suplir el
problema y si falta más gas tiene que ser
reemplazado por petróleo, aunque a los precios
actuales es carísimo.
¿Y la generación hidroeléctrica en la zona
austral para cuantos años más se espera?
Como cambió la ley, se confía que las inversiones
hidroeléctricas son rentables, puesto
que el precio no va a caer, pero van a pasar
seis o siete años más para que entren en funcionamiento.
Las de Aysén van a estar recién
en el 2013 o 2014.
Entonces olvidémonos del tema del carbón
por tres años por lo menos, también olvidémonos
del gas argentino y del gas licuado,
decisiones que aún no se pueden tomar porque
de todos los que participaron como demandantes
para la construcción del Terminal
gasífero, Colbún y AES Gener decidieron
retirarse del proceso, y podrían reintegrarse
hasta el 31 de marzo si las condiciones lo
ameritan.
Quedaron ENAP y Metrogas, que se queda
sin gas este año, y que van al proyecto cueste
lo que cueste pero los otros dos no y son los
principales demandantes.
El tercero que ingresa en este negocio es Endesa
que ya decidió un ciclo combinado: San
Isidro, pero como una moneda de cambio. Le
dijo al gobierno: yo arriesgo perder plata en
la planta regasificadora pero usted me ayuda
con los proyectos en Aysén y toda la problemática
de paso de las redes eléctricas por el
Parque Pumalín, por el problema ecológico
que se suscita. Entonces, está dispuesto a
sacrificarse con San Isidro a cambio de un
proyecto que es diez veces más grande.
¿Debería hacer crisis la situación ya en el
2007?
En el SIC nadie sabe lo que va a pasar en los
próximos tres años, es poco el incremento de
instalaciones, son todas menores: Palmucho,
Hornitos, instalaciones de 50 a 80 MW, pero
proyectos como Ralco o ciclos combinados
no se van a poner en servicio y la demanda
sigue creciendo al ritmo de 350 a 400 MW
al año.
El 2006 lo vamos a pasar, por el agua acumulada,
pero si el 2006 viene seco vamos a
tener problemas para el 2007 y 2008.
En el SING lo que salvó la situación fue el
absurdo que se construyeran dos gasoductos
(Gas Atacama y Norandino) y un electroducto
(AES Gener), triplicando, a fines de los
90, la oferta energética.
El Norte Grande por ahora, tiene salvado el
sistema con carboneras y puede abastecer la
demanda del 2006, pero el 2007 y 2008 cuando
el gas argentino se restrinja aún más, o el
gas boliviano eventualmente se corte hacía
Argentina, podríamos automáticamente quedarnos
sin gas.
Las decisiones de inversión tampoco se han
tomado, pues si se resuelve el tema del gas ya
no sirve hacer inversiones en carbón. El gran
problema de Norte Grande es que los grandes
proveedores están intentando revisar los contratos
con los grandes distribuidores para ver
si consiguen respaldos a más largo plazo que
les permitan definir las inversiones.
Gas Atacama está tratando de conseguir del
consejo minero y de las empresas que participan
del consejo minero que lo apoyen en
la inversión de grandes respaldos con diesel,
con costos horrorosos, pero que es el único
combustible que las centrales a gas natural
pueden utilizar a un costo mucho mayor, por
lo tanto, lo que se está tratando de convenir
es que los grandes mineros que están viviendo
una época de bonanza, respalden las inversiones.
Pero el tiempo apremia se lleva más de un
año en todas esas decisiones y hay que hacerlas
con anticipación. Hay que conseguir líneas,
instalaciones, puerto de regasificación,
buques, hay que hacer ductos, hay que negociar
entre países. Cualquier solución necesita
años para dar frutos.
¿Las probabilidades que el crecimiento
eléctrico siga creciendo a las tasas actuales?
Chile está en bonanza económica y se cree
que vamos a crecer más que los últimos años
y en paralelo a ese crecimiento viene un crecimiento
del consumo eléctrico. En los buenos
años la demanda eléctrica ha llegado a
crecer entre 8% a 9% en el país y en los malos
a 2% o 3%.
El años pasado crecimos entres 4,5% y 4,6%,
este año creceremos entre 5% y 6% en el SIC,
del orden de 300 a 350 MW, el equivalente a
una nueva instalación, un ciclo combinado
completo.
En el norte grande las tasas de crecimiento
varían bruscamente se acaba de poner en
servicio el Proyecto Spence que requiere del
orden de 90 MW y se está poniendo un incremento
de Escondida de 150 MW, luego otro
de 100 MW, vale decir un incremento anual
de 200 o 250 MW
El sistema actual de 1.800 está experimentando
crecimientos de la demanda de entre
15% a 18%.