(América Economía) Las alarmas del empresariado chileno sonaron ante su mayor temor hecho realidad, cuando el Grupo Matte, uno de los mayores del país, anunció a principios de septiembre la paralización de operaciones de la planta productora de papel periódico de su filial Papeles Río Vergara, debido a los altos costos de la energía. Si bien se trata de una preocupación presente desde hace tiempo en el sector privado, el que haya afectado al punto del cese de actividades a una empresa con la espalda financiera de CMPC, causó impacto.
La suspensión vía judicial de la construcción de grandes proyectos termo e hidroeléctricos, como Castilla e Hidroaysén, sumada a la sequía de los últimos años que afecta a los embalses de represas, producidas cuando Chile aún no logra reemplazar en precio y cantidad la fallida apuesta por el gas argentino, tienen a las empresas ante un escenario de incertidumbre en el suministro -especialmente para sus nuevos proyectos productivos- y de altos precios de energía, que superan en 60% al promedio de países OCDE.
Pero como la necesidad es la madre de toda invención, las empresas consumidoras de energía no se han quedado atrás en fórmulas creativas para, al menos, amortizar el daño. Las compañías dedicadas a rubros no relacionados con la generación eléctrica están comenzando cada vez más a meterse en ese negocio.
Mientras en el norte, la principal apuesta de las mineras es por asociarse, con participación en la propiedad incluida, en proyectos con empresas generadoras o licitar proyectos; en el resto del país las firmas están creando filiales para incursionar en el negocio de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC).
Y son los mismos consultores los que aconsejan esta opción. “Hemos incluido la ‘recomendación’ de que frente a las duras condiciones de los oferentes (empresas generadoras) se considere también la opción de autogenerar o bien de participar como socios de las inversiones en centrales generadoras”, dice Francisco Aguirre, director ejecutivo de Electroconsultores. “Ello permite atenuar el costo de suministro aún cuando exige al cliente participar de un negocio que no es realmente su tema”.
Socios. Para la minería, la energía es un tema clave. De sus costos operacionales, suponen cerca del 14% del valor total de producción de cobre, equivalente a USsh,27 por libra, según datos oficiales. Y es por ello que asegurarla se ha transformado en un objetivo. “Ahora los proyectos se están desarrollando en sociedades, ya sea de la misma minera o una subsidiaria de la minera”, dice Alfredo Parra, analista de estudios eléctrico de Euroamérica.
Un ejemplo de ello es la Central Termoeléctrica Hornitos, cuya inversión tuvo un costo de US00 millones. Está ubicada en la Región de Antofagasta, comuna de Mejillones, y es 60% propiedad de E-CL y 40% de Inversiones Punta de Rieles, del Grupo Antofagasta Plc. Comenzó a operar a fines de 2011 y tiene una capacidad instalada de 167 MW. Con ella se busca abastecer las necesidades energéticas de Minera Esperanza, del Grupo Antofagasta Minerals.
Otro caso es el de AES Gener que vendió a mediados de 2013 el 40% del proyecto hidroeléctrico Alto Maipo a esta misma minera controlada por el Grupo Luksic, Antofagasta Minerals, en US0,2 millones. El trato implica un compromiso de recursos para el desarrollo del negocio y contratos de suministro de energía por 20 años para la minera Los Pelambres. Su construcción está planificada para fines de 2013 y aportará 531 MW de potencia al Sistema Interconectado Central (SIC).
La licitación de proyectos impulsados por las mineras es otra fórmula que han explorado para asegurar el suministro. Codelco presentó a comienzos de este año un proyecto para poder licitar la construcción de una central termoeléctrica de ciclo combinado (gas y vapor), bautizado como Luz Minera, con una inversión de US58 millones en Mejillones.
Ese proyecto, de 760 megavatios, no será desarrollado por la cuprífera estatal, sino que su objetivo es convocar hacia fines de este año una licitación, para que sean las empresas generadoras quienes puedan construir la central y que ésta suministre energía a los yacimientos de Codelco. «Para acceder a precios más competitivos de suministro energético, Codelco considera que hay que aumentar la oferta «, dijo el gerente de Energía y Recursos Hídricos, Andrés Alonso, al presentar el proyecto.
Lo mismo está haciendo BHP Billiton, dueños de Minera Escondida. A mediados de noviembre de 2012 ingresó el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) de la “Central a Gas Natural Ciclo Combinado Kelar”, que modificó el proyecto a carbón “Central Kelar”, aprobado en 2007. El nuevo proyecto ubicado también en Mejillones, tendrá una capacidad máxima de 540 MW, con un costo estimado de US00 millones. En la oportunidad, BHP dijo que “decidió modificar su proyecto Kelar -que originalmente consistía en dos unidades a carbón- para asegurar el suministro de energía de manera más limpia y sustentable”.
Las centrales termoeléctricas a carbón son justamente las que más resistencia generan en las comunidades por motivos ambientales y son estos proyectos los que han sido llevados a la Justicia para detener su construcción. A la paralización de la Central Punta Alcalde este año, le precedió Castilla en 2012, y Barrancones en 2010, todos en el norte del país.
Así que no es raro que la apuesta sea ahora por centrales que utilicen otro tipo de combustible. Y el gas es uno de los que viene en aumento en el norte: GNL Mejillones, proyecta triplicar su capacidad a 2016 entregando gas para producir hasta 1.500 MW GNL.
También verdes. Pero no sólo en energías convencionales han explorado las mineras: las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) también están en sus carpetas: antes de fin de año debiera estar en funcionamiento la planta termosolar de Codelco que proveerá energía para la División Gabriela Mistral en la región de Antofagasta.
Aportará 54.000 MWh/año calóricos promedio, desplazando más del 80% del combustible fósil usado actualmente en las naves de electrowinning, que es el proceso de la obtención –mediante electricidad– de cobre para cátodos de alta pureza. El proyecto lo está poniendo en marcha la empresa chileno-danesa Energía Llaima-Sunmark.
En la misma área incursiona Doña Inés de Collahuasi, de Anglo American plc y Glencore, que en las próxima semanas dará el vamos a la central fotovoltaica “Pozo Almonte Solar” de 25MW que aportará durante el día el 13% de la demanda de energía de la minera.
Al igual que el sol, la geotermia, abundante en el norte de Chile, es otro recurso sobre el cual las mineras están poniendo sus ojos, aunque aún su desarrollo está muy en pañales. Antofagasta Minerals y la estatal Enap crearon Energía Andina en 2008, con 60% y 40% de propiedad respectivamente. La compañía se dedica a la exploración y explotación de la incipiente energía geotérmica. El último movimiento de Energía Andina fue la adjudicación de 30.000 hectáreas de exploración ubicadas en la Cordillera de Los Andes, en la nortina comuna de Vicuña.
Para las mineras, dicen los expertos, la negociación de buenos contratos con empresas generadoras sigue siendo la forma más conveniente de asegurar suministro a un mejor precio.
“Lo que hacen es licitar sus necesidades energéticas y se la adjudica alguna de las tres empresas que ofrezca el precio más bajo: E.CL, AES Gener o Gas Atacama, que predominan en el mercado energético”, dice Alfredo Parra.
De queserías a pesqueras. Otro tipo de industrias también está explorando generar energía. El mayor interés se ha dado en aquellas que pueden aprovechar sus propios desechos u otras sinergias productivas. La más antigua de todas en estas lides es la forestal, que con sus residuos produce biomasa para generación eléctrica. Hoy representa más del 46% de las ERNC en la matriz eléctrica. Y sigue creciendo. Arauco, el brazo forestal del Grupo Angelini, por ejemplo, con la ampliación de la Planta Arauco aumentará hasta en 50% sus aportes de excedentes de energía inyectados al Sistema Interconectado Central (SIC) alcanzando cerca de 140 MW.
Asimismo, las queserías están comenzando a interesarse en generar biogás a partir del suero de leche que queda como residuo de sus procesos para, precisamente, el tratamiento ambiental de ese desecho. Un círculo virtuoso. Lácteos Kumey, Puerto Octay y Osorno son queserías medianas, que junto a la empresa Lácteos y Energía (L&E)-sociedad formada por Molinos Bio bio y Schwager-, aplican este sistema.
“Los métodos tradicionales de tratamiento de residuos líquidos industriales (Riles), sólo generan un gasto, mientras que con estas plantas se recupera la inversión inicial y todo su gasto en energía”, dice Renzo Antognoli, gerente general de Schwager.
Lácteos y Energía partió con una planta piloto en Purranque en la sureña X región, donde tratan los riles de la deshidratadora de alimentos de Molinos Biobío. “Está en operación hace seis meses y produce 150 m2 diarios de biogás, con lo que generamos una cantidad cercana a los 450 KW por hora y tratamos 450.000 litros de riles al día”, dice Antognoli.
Probada la tecnología, Puerto Octay se aventuró y la puesta en marcha de la nueva planta se inició hace un mes, mientras que la planta para Lácteos Osorno se encuentra en construcción. Cada una, con una capacidad para 35.000 litros de riles diarios, requiere una inversión de entre US y US millones.
Tanto es el futuro que le ven los ejecutivos de Lácteos y Energía al biogás, que decidieron crear una filial: L&E biogás.
La tendencia en las empresas que deciden meterse de lleno en la generación de energía es optar por crear otra empresa, una filial, de modo que sus actividades no distraigan o entorpezcan la operación principal. “Cuando la operación se internaliza, usualmente no lo hacen bien, ya que sus áreas de mantención se focalizan en la línea productiva principal de la empresa”, dice Roberto Román académico del departamento de Ingeniería mecánica de la Universidad de Chile.
Un ejemplo de esto es la firma de construcción, maquinaria e inmobiliaria Besalco, que creó a fines del año pasado su filial Besalco Energía Renovable (BSER), especializada en mini centrales. Ya tiene once en su portafolio, por una inversión de US60 millones y una capacidad total de 153 MW.
La empresa partió construyendo mini hidro para terceros, pero las de ahora son propias. “Hoy estamos con cinco andando –las más avanzada es Los Hierros (US5 millones)– principalmente en los canales del río Melado, en Maule, pero también en otros lados. Son centrales chicas. La idea es construir algunas el próximo año”, dice Paulo Bezanilla, gerente general de Besalco.
Pero no se quedarán solamente en mini centrales de pasada. “Estamos viendo una central eólica que se encuentra en mediciones y un par de centrales fotovoltaicas, que están en la etapa de factibilidad, previo al inicio de los permisos y la ingeniería”, dice Bezanilla.
El viento, recurso abundante en el sur de Chile, también busca ser aprovechado por la pesquera de capitales españoles Robinson Crusoe, que con su nuevo negocio de ERNC desarrollará un parque eólico de 96 MW y dos pequeñas centrales hidroeléctricas que serán empalmadas al SIC. El parque eólico San Pedro de Dalcahue, en Chiloé, comenzará su etapa de montaje en octubre y representó una inversión de US0 millones. La idea es que esté funcionando al cabo de un año, mientras hay una segunda iniciativa en estudio.
Robinson Crusoe, que posee experiencia en ERNC en España, decidió crear la filial, Trans Antartic Energía, en Chile para llevar a cabo estos desarrollos.
Con la ley de su lado. Para las empresas que no generan energía para su propio consumo, existe un incentivo legal que las impulsa a entrar a este negocio y es la conocida como Ley 20/25. En ella, se obliga a las generadoras eléctricas de más de 200 MW a acreditar que el 20% de su energía proviene de una fuente de ERNC en el año 2025, lo que se aplica gradualmente.
Para alcanzar esa meta, las generadoras pueden comprar en el mercado lo que no generen por sí mismos. “Se formó un nuevo nicho de negocio en la cual entidades privadas no relacionadas con la energía, pero sí en actividades ligadas, están construyendo plantas de energía renovable que se las venden a empresas generadoras para que puedan cumplir con la normativa”, dice Alfredo Parra de Euroamérica.
Además, hay beneficios tributarios para los proyectos de ERNC, como incentivos a la inversión, a la producción, régimen de depreciación acelerada, exenciones de impuesto y créditos fiscales, cuyo objetivo es diversificar la matriz energética. “Dado esto, hay condiciones atractivas para que las empresas comiencen a desarrollar esos proyectos”, agrega el analista de Euroamérica.
Que las empresas cuyo giro principal no es la energía comiencen a generar es un aporte, opinan los expertos, pero no implica una solución al problema energético de Chile. Su contribución nunca alcanzará a satisfacer la creciente demanda. “Toda empresa debería estudiar la posibilidad de autogenerar de alguna manera”, dice José Pedro Prina, subgerente de Estudios y Proyectos de la consultora Valgesta, pero aunque “va a haber una tendencia a poner más energías renovables, el volumen de generación no es tan significativo comparado con otras convencionales”.
La solución, dice Diego Eguiguren, analista de Inversiones de BICE, “radica en incentivar a los generadores a aumentar su capacidad eficiente y no en integrar la generación en la cadena productiva de las empresas, ya que los primeros tienen el know-how y pueden hacer ofertas más competitivas al momento de acordar precios”.
Otra recomendación de los expertos es que, por más eficiente que sea el mecanismo de cogeneración que posea la empresa, jamás desconectarse del Sistema Interconectado de su zona, pues si falla la fuente propia, siempre estará la posibilidad de recurrir al Centro de Despacho del Sistema. Esto es especialmente relevante para las ERNC, pues recursos como el viento y el sol no están presentes el 100% del tiempo.
Diversas propuestas ante diversas necesidades
e incentivos, el sector chileno de energía no para de reinventarse ante un escenario energético adverso y cambiante.
Fuente / América Economía