octubre 18, 2013 | Industria
(Pulso) Lo que consideramos extraño es por qué al momento de tener todos los permisos de los proyectos, después éstos terminan entrampados».
El gerente general de Enersis, Ignacio Antoñanzas, es crítico frente a la judicialización que han enfrentado en el último tiempo una serie de proyectos, principalmente energéticos. Su filial Endesa Chile busca sacar adelante las centrales Punta Alcalde e Hidroaysén (en sociedad con Colbún), ambas iniciativas hoy objeto de análisis por la Corte Suprema y el Comité de Ministros, respectivamente, ante el rechazo de ciertos grupos que buscan que no se materialicen.
¿Es complejo invertir hoy por hoy en Chile?
-Es penoso que Enersis tenga que invertir más en Perú y Colombia que en Chile. Teniendo toda su base de operaciones en Chile, nos da pena que ahora sea el país donde menos estamos invirtiendo. Hace cuatro años, Chile era el país número uno en inversiones en la región, y ahora está entre el tercero y el cuarto. Estamos invirtiendo y generando nuevos proyectos en Colombia y en Perú.
¿Qué le parece que el presidente Piñera ponga sobre la mesa la judicialización de los proyectos energéticos y la necesidad de sacarlos adelante?
-En este momento, ya hay una consciencia generalizada tanto en el gobierno como en la oposición de que la situación es crítica y que es necesario para el desarrollo tener más energía. Para poder tener energía hay que invertir, y para poder tener proyectos hay que tener los permisos. Entiendo que la preocupación ya está instalada y el interés común pasa por desbloquear el interés de terceros.
Se habla de una industria que busca extorsionar las obras.
-También podemos decir que algunos grupos opositores defienden lo que ellos piensan que es correcto. Las críticas son bienvenidas, pero una vez que se han aprobado los proyectos llega el momento en que los empresarios tengan la certeza que éstos seguirán adelante.
Con Punta Alcalde hubo una resolución y ahora el proyecto está judicializado
– Fue un revés complejo para nosotros. Cuándo conocimos lo de la judicialización fue mucho más frustrante. Si la central más moderna de todo Latinoamérica no tiene cabida en Chile, pues, es un hecho sorprendente y augura un problema de marca mayor para la energía.
Creemos que se encontrarán los mecanismos (de solución), pero creo que es sorprendente que un Comité de Ministros no pueda tomar decisiones de cómo se hacen las cosas, respetando todo el procedimiento. No obstante, negarle las facultades al Comité de Ministros es un hecho sorprendente
Se espera que el Comité de Ministros se reúna este año, lo que podría viabilizar el proyecto Hidroaysén, ¿cuáles son sus perspectivas?
-Como siempre pasa en la vida, estamos esperando. Un dicho popular señala que el que no espera desespera.
Estamos optimistas frente a lo que va a suceder. Es un proyecto controvertido; nosotros como empresa siempre lo hemos dicho: si Hidroaysén es un proyecto que el país no quiere no vamos a insistir. Nos da mucha pena porque creemos que la única forma para que Chile vuelva a ser competitivo es volviendo al agua. Estamos rodeados por Colombia (con un 75% de matriz hidráulica), Brasil (85%), y Perú con (50% hidráulica). Chile, en los últimos años, lamentablemente ha pasado desde un 60% a un 35% y eso tiene un efecto de aumento en los precios de entre US0 MW y US0 MW. Así no nos podemos quejar del alza de precios renunciando al agua.
¿Pero cree que el comité se convoca este año?
-Sí, esperamos que este año se convoque al comité, pero por mientras no queda otra que esperar.
INVERSIONES
Tras el aumento de capital de Enersis por US.022 millones, el grupo está analizando inversiones, fundamentalmente en Colombia, Perú y Brasil , explica Antoñanzas.
¿Cuál es el panorama de Enersis tras el aumento de capital?
-Fue un proceso muy cuestionado en su momento, pero ahora estamos muy orgullosos de haberlo llevado adelante. Tenemos US.400 millones de caja y un compromiso con los inversores de utilizarlo en los próximos dos años.
¿Considera que el actuar de Enersis ha despejado las dudas?
-Se está demostrando que el no haberse precipitado fue un gran negocio para los accionistas y, por lo tanto, para la empresa. El poder adquisitivo de la caja hoy es un 20% mayor que el que tuvimos cuando se hizo la ampliación, por eso creemos que son buenas noticias para las empresas y los accionistas.
Fuente / Pulso
octubre 15, 2013 | Industria
(Cámara) Un generalizado apoyo entregaron ante la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados diversos expertos del sector eléctrico a la propuesta legislativa (boletín 9022) del Gobierno de promover la interconexión de sistemas eléctricos independientes, acto que hoy tiene vedado y que permitiría la unión en una única línea del Sistema Interconectado Central (SIC) con el Sistema Interconectado del Norte Grande.
A favor del proyecto se expresaron el Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Juan Manuel Contreras; el director Ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables ACERA A.G., Carlos Finat; el director general y socio principal de GTD Ingeniería, Héctor Lagunas; y el abogado, profesor de las Cátedras de Derecho Constitucional y Eléctrico de la P. U. Católica, Eugenio Evans.
Los profesionales estimaron, a grandes rasgos, que la iniciativa responde a una necesidad real del país y aportará diversos beneficios, entre ellos, mayor seguridad de abastecimiento y condiciones económicas favorables, en particular, para el norte del país. Sin embargo, también se expresaron observaciones a la propuesta, muchas de ellas apuntando a la necesidad de considerar proyectos privados ya en ejecución, de modo de adelantar los beneficios de la interconexión.
El Ministro de Energía, Jorge Bunster, calificó como muy interesante la sesión y estimó que las presentaciones de los invitados a la Comisión fueron muy contundentes en destacar los beneficios que tiene para el país la interconexión eléctrica de los sistemas y que podrían gravitar que los parlamentarios apoyen la próxima votación.
Respecto de las dudas planteadas, dijo que “el Gobierno tiene la convicción y el compromiso de impulsar la interconexión”. “A nosotros nos interesa que esto avance. Vemos con muy buenos ojos la iniciativa que se está llevando adelante en el sector privado, pero si esa iniciativa no prosperara o no fuera suficiente, la voluntad del Gobierno es ir adelante con la interconexión tan pronto tengamos esta ley que nos faculte para hacerlo”, enfatizó.
Planteó que, considerando los plazos que se necesitan para hacer los estudios y para la construcción de la obra, entre otras tareas, hace pensar que, lo más razonable, es que esta interconexión podría estar avanzando en un plazo de tres a cuatro años, en la mejor de las opciones, o en siete años, bajo un régimen normal. “Pero nosotros estamos apuntando a que esto lo podamos hacer en una versión de un plazo más breve, por eso es que este es un proyecto importante, porque nos permite acelerar y llevar adelante la iniciativa”, puntualizó.
El diputado Juan Carlos Latorre (DC) valoró la exposición de los invitados y rescató el hecho que exista consenso en que la interconexión produce un bien que es mayor que lo que pudiera traer como efecto negativo. En ese plano, estimó necesario conciliar la factibilidad técnica del proyecto con la oportunidad de establecer un carácter más imperativo a la ley, respecto que debe haber una interconexión.
“La decisión de si hay o no interconexión queda sometida a ese estudio, entonces, ese es el punto de discusión o reflexión que he planteado. ¿Qué sentido tiene que digamos que resolvemos un problema cuando lo que estamos resolviendo es agregar en un texto que la Comisión resolverá si es buena o no la interconexión? Eso me tiene preocupado y veremos en los próximos días si podemos presentar una indicación para hacer un poco más perentoria la decisión”, resaltó.
Para el presidente de la Comisión, diputado Carlos Vilches (UDI), la gran dificultad que expusieron los expertos son los tiempos que esto puede demorar para materializarse en la práctica, pudiéndose alargar siete u ocho años, cuando, tal vez, ya no sería necesaria la interconexión debido al surgimiento de proyectos particulares e individuales que surtirían las necesidades energéticas hoy vigentes.
“Hay esfuerzos de privados que están avanzando y que podrían ahorrar tres o cuatro años. Son proyectos que ya partirían, dado que tienen las autorizaciones ambientales respectivas, eso significa que en el corto plazo se podrían viabilizar los proyectos. Lo que tiene que hacer esta ley es sintonizar estos proyectos con este sistema de interconexión, de modo que no haya sistemas paralelos o una barrera que impida que este esfuerzo que se está haciendo pueda anularse”, acotó.
Opiniones de los Expertos
Desde ACERA, Carlos Finat indicó que una interconexión entre el SIC y SING es necesaria y conveniente para un funcionamiento competitivo de ambos sistemas, pero no suficiente. Estimó necesario mayor transparencia del mercado y eliminar las actuales asimetrías de información entre los diversos actores del sector. Además, pidió acceso de todos los interesados al mecanismo de resolución de conflictos a lo largo del estudio que lleva adelante el Panel de Expertos.
Héctor Lagunas planteó que la interconexión, además de producir beneficios por concepto de seguridad de abastecimiento, produce importantes economías cuando alguno de los sistemas está desadaptado. “En el SIC Norte la oferta de energía está desadaptada a la demanda por congestión en el sistema de transmisión troncal y falta de generación firme de base, situación que es más crítica hasta fines de 2018”, especificó.
Alertó que, como es deseable para el país que la interconexión se produzca al más breve plazo, es muy importante que la aplicación administrativa del proyecto de ley no inhiba la posibilidad que se puedan ejecutar proyectos de transmisión adicionales (línea Mejillones-Cardones) que permitan la unificación tres o cuatro años antes.
Eugenio Evans aplaudió la iniciativa del Gobierno, estimando que resulta absurdo que Chile no tenga interconectado su sistema eléctrico. Criticó la falta de mención de proyectos privados, aunque entendió que la ley debe hacer referencia a principios generales y no particulares. Pese a ello, pidió una mayor definición y, al igual que Lagunas, que se considere la opción del proyecto Mejillones-Cardones como una vía de acelerar los plazos.
Juan Manuel Contreras, tras explicar los procesos que rigen normativamente el sistema, señaló que la expansión del actual sistema de transmisión troncal del SIC en 500 KV hasta la subestación Cardones (Copiapó), licitada en 2012, permite hacer factible una interconexión con el SIGN al acortarse la distancia entre subestaciones de 500 KV en ambos sistemas (Cardones en SIC y Encuentro en SING, a solo 600 kilómetros).
Informó que diversos estudios indican un amplio beneficio para el país, tanto desde el punto de vista contable como social. Javier Bustos, asesor de la CNE, detalló que el valor actual neto de beneficios y costos asociados al proyecto de interconexión es de US$ 9.126 millones, bajo un escenario de alta competencia; y de US$ 3.210 millones, con bajo incremento de la competencia.
Bustos detalló que el mayor factor estará dado por la reducción en el margen de comercialización de contratos de suministro a clientes libres y regulados (se reduce la variabilidad del precio sopt por menor riesgo de contratación), ello unido a efectos en la sustitución de combustibles en el sector productivo a un aumento en la demanda eléctrica.
Fuente / Cámara
octubre 14, 2013 | Industria
(El Mercurio) En términos eléctricos, de aquí al 2017 el partido está jugado». Así de claro hablan los cuatro expertos convocados por la Confederación de la Producción y del Comercio (CPC) para analizar qué hacer para que el país cuente con electricidad a un precio competitivo y pueda así seguir creciendo.
Sebastián Bernstein, Gabriel Bitrán, Alejandro Jadresic y Marcelo Tokman hicieron un estudio cuya primera parte se dio a conocer en julio y que evidenciaba el alto costo de la tarifa eléctrica chilena.
Esta segunda fase concluye que el país debiera definir con claridad si quiere o no contar con la hidroelectricidad de Aysén. Pero aclaran que si no se opta por Aysén, la energía puede más que duplicar su costo. También se entregan propuestas sobre qué hacer para concretar los proyectos energéticos.
Lo que podemos hacer
Entre 2020 y 2030, el país requiere sumar al año el equivalente a 1.200 MW de potencia instalada -es decir, dos centrales como Ralco o dos Punta Alcalde-, si es que quiere que la energía no falte. De ese incremento, un 43% vendría de energías renovables no convencionales (ERNC), como eólicas, solares o minihidroeléctricas, bajo el supuesto que se cumple que al año 2025 las ERNC representarán el 20% de la matriz energética.
El resto debería provenir de las llamadas energías de base, es decir, aquellas cuyo funcionamiento es por un mayor tiempo y más estable, como carbón, gas natural e hidroeléctricas de embalse. Esto, en contraposición a las ERNC, que son intermitentes: no hay viento todo el día ni durante todo el año, y lo mismo pasa con el sol, lo que hace que estas dos fuentes de energía tengan un nivel de utilización, el «factor de planta», que bordea el 30%, explica Sebastián Bernstein.
¿Cuánto será el aporte de las ERNC? Hoy suman 1.500 MW de capacidad instalada, y hacia 2030 representarían unos nueve mil MW, asumiendo que se construyen las líneas de transmisión necesarias y que el país opere con una eficiencia energética similar a la de las economías más desarrolladas, detalla Gabriel Bitrán.
Escenarios con y sin Aysén
¿Qué explicaría el 57% restante del crecimiento que necesita el país? Los expertos asumieron distintos escenarios, dependiendo de qué tanto uso haga el país del agua, del carbón, del gas natural y del petróleo.
«Las energías hidroeléctricas tienen importantes ventajas, pues constituyen una fuente doméstica y limpia de energía, abundante, de bajo costo y alta regularidad y que permite además compensar las intermitencias de la generación a base de ERNC», destacan los expertos en su informe.
En términos de costos, es muy distinto para el bolsillo del consumidor y la caja de las empresas por qué tipo de energía se opta. Puede ir de US$ 60 MWh si se usa la energía de Aysén, o el doble, si no se hacen estas centrales y se opta por el gas natural.
El escenario más pesimista se daría en caso de que se renuncie al agua, al carbón y al gas natural, en cuyo caso tendríamos una matriz mayoritariamente a diésel, lo que elevaría el costo marginal a entre US$ 180 y US$ 200 MWh. «Entraríamos a costos en los que ninguna minera, por ejemplo, podría operar», advierte Gabriel Bitrán.
En la actualidad, los costos eléctricos han subido 50% por no usar centrales hídricas y a carbón.
De acuerdo a este estudio, si se realizan los proyectos de la Patagonia, se requerirá complementar esta energía con unas pocas centrales hidráulicas de la zona central y de la del sur, es decir, del Maule a Puerto Montt. También con algunas plantas a carbón, porque, como explica Jadresic, «no es conveniente renunciar al carbón, porque es hoy la energía más segura internacional, con precios convenientes y hay producción nacional en Magallanes».
Eso sí, no es conveniente que únicamente plantas a carbón sean el complemento de las ERNC, porque estas tienen la dificultad técnica que demoran varias horas en operar.
El gas natural tiene la dificultad, señala Jadresic, que hay que importarlo y su precio es 40% más alto que el carbón, pero en lo operativo se complementan mejor con las Renovables No Convencionales y tiene ventajas ambientales, porque es menos contaminante.
Marcelo Tokman acota que estos escenarios solo serán posibles en la medida en que «se tomen medidas para resolver las causas de fondo que están generando el estancamiento de las inversiones en generación base».
Si se perpetúa esta moratoria eléctrica, los expertos advierten que «sería un escenario catastrófico, con una caída pronunciada en el crecimiento de la demanda y menores tasas de crecimiento y competitividad de la economía».
La hoja de ruta del estudio
¿Cuál es el destino de este informe? El presidente de la CPC, Andrés Santa Cruz, explicó que la idea es que todos los actores de la vida nacional cuenten con un informe hecho por cuatro personas que tienen la mejor expertise en la materia y que, además, representan distintas visiones políticas.
Sebastián Bernstein es parte del equipo económico de la candidata de la Alianza, Evelyn Matthei; mientras que Marcelo Tokman fue ministro de Energía en la era Bachelet y trabajó por la precandidatura de Andrés Velasco. Alejandro Jadresic fue ministro de Energía de Frei Ruiz-Tagle, mientras que Gabriel Bitrán es socio de Bitrán y Asociados.
«Si no se logra hacer las centrales ni hidroléctricas ni a carbón ni a gas, o ERNC, y solo las diésel, se va a parar la economía».
Alejandro Jadresic
«A la señora Juanita le va a subir la cuenta de la luz, pero el marido de la señora Juanita no tendrá trabajo, porque la empresa tendría que cerrar por estos altos costos».
Gabriel Bitrán Cómo se integra a las comunidades
Para los cuatro expertos la oposición que han encontrado los últimos proyectos de energía es el resultado de una evidente falta de información oportuna, completa, equilibrada y veraz sobre la situación energética del país. Para revertirlo, proponen las siguientes medidas:
1) La publicación de un informe público bianual del Estado -licitado internacionalmente- que entregue detalles de la situación energética del país en términos de oferta, demanda, precios, seguridad y efectos ambientales locales y globales.
2) Un estudio dos veces al año sobre la competitividad del país y sus industrias en función de los costos de la energía. También licitado internacionalmente.
3) Que el Ministerio de Energía entregue una cuenta anual que aborde las iniciativas en generación y líneas de transmisión que fueron puestas en servicio en el último año.
4) La creación de una plataforma abierta, interactiva y de consulta permanente que permita al público documentarse sobre todo tipo de información energética-ambiental.
5) Perfeccionar los mecanismos de participación ciudadana en la tramitación ambiental.
Ordenamiento territorial
Para que las comunidades no sientan que se llevan solo los costos de un proyecto energético y que los beneficios se los llevan otras regiones muchas veces, los cuatro expertos proponen una serie de modificaciones. Estas apuntan a que las empresas entreguen de forma obligatoria recursos a las comunidades, pero que éstas decidan su destino.
En el informe se concluye que hoy en el país falta un sistema integrado de ordenamiento que considere la totalidad del territorio y se eliminen una serie de cuerpos normativos que hoy se superponen y que producen incertidumbre y confusión entre los inversionistas. Ejemplo de aquello es la existencia de 27 categorías diferentes de zonas sujetas a protección especial del patrimonio ambiental y recursos naturales.
Para evitar las judicializaciones, se propone crear un sistema de información que muestre las distintas zonificaciones y explicite la interpretación única sobre el uso de ese lugar y el alcance de las normas sobre él.
Además, se establece un marco normativo estructurado y jerarquizado, que permita coordinar las definiciones entre las distintas instituciones que tienen atribuciones sobre el territorio.
Las licitaciones de suministro «son una bomba que puede estallar ahora»
Hasta ahora el freno que vive el sector eléctrico nacional solo ha impactado a las grandes empresas. La vigencia de los contratos de suministro para clientes regulados -consumidores residenciales y empresas que utilizan menos de dos MW diarios- ha evitado que los altos precios de la energía impacten directamente las cuentas de la luz de los hogares. Sin embargo, esta situación podría comenzar a cambiar a partir del próximo año.
Los cuatro expertos coinciden en que esta es una bomba de tiempo que podría perfectamente estallar a fin de año con el resultado del proceso de licitación que ya está lanzado y que cubrirá el 15% de la demanda entre 2014 y 2020.
«Vemos que en las condiciones actuales va a haber problemas para adjudicar las licitaciones que ya se lanzaron por 1.600 MW. Esos problemas se van a multiplicar para las licitaciones del 2020 en adelante que son seis mil MW», afirma Gabriel Bitrán.
Para evitar una crisis a partir de la próxima década, el informe propone iniciar en el corto plazo la licitación de estos nuevos consumos. El objetivo es permitir que las firmas generadoras cuenten con el tiempo suficiente para levantar centrales -especialmente de energía de base que puedan sostener la demanda por 24 horas- lo que facilitaría el ingreso de nuevos actores y reduciría los precios de la electricidad contratada.
Además, se propone que el nuevo proceso debería considerar licitaciones de distinto plazo de duración de los contratos. Una parte sustantiva debería ser a 15 años, pues los contratos de suministro de combustible como el GNL y el financiamiento de las inversiones son más ventajosos cuando son por períodos más largos. Otras subastas deberían ser para contratos de cinco a diez años, pues la renovación sucesiva eleva la competencia e incentiva el ingreso de nuevos actores.
Por último, con el fin de promover la instalación de centrales eficientes de base, se propone que excepcionalmente el generador pueda indexar a la evolución del precio spot su oferta por un período máximo de hasta 18 meses. Esta iniciativa busca que si la central de un generador se atrasa, este actor reduzca su impacto económico a la hora de cumplir sus contratos con energía comprada en el spot .
Fuente / El Mercurio
octubre 11, 2013 | Industria
(Estrategia) “Chile es uno de los países de Sudamérica considerado en el plan de expansión internacional que Derwick tiene previsto evaluar y definir en los próximos meses”, dijo el presidente de la compañía venezolana, Alejandro Betancourt López.
Betancourt destacó que “Chile es un país muy atractivo, porque está abierto a la inversión extranjera, es sumamente confiable y ofrece oportunidades de negocios para empresas como la nuestra”.
“El crecimiento sostenido de la economía chilena –añadió el presidente de Derwick- va a exigir incorporar nueva capacidad al sistema, especialmente en el norte de Chile, donde la industria minera, al igual que ocurre en Venezuela con la petrolera, demanda mucha electricidad para sus procesos productivos”.
Las necesidades eléctricas de la industria petrolera y la grave sequía que enfrentó Venezuela entre 2009 y 2010, como consecuencia del fenómeno El Niño, fueron los factores que impulsaron el rápido crecimiento de Derwick.
Alejandro Betancourt recuerda que en esa situación de escasez de energía, que obligó a decretar un duro plan de racionamiento, el Gobierno venezolano se vio en la necesidad de establecer un mecanismo para ampliar con suma urgencia el parque eléctrico del país y diversificar las fuentes de generación, y se dirigió a una serie de multinacionales para adquirir equipos de generación termoeléctrica.
Viendo que los tiempos no respondían a la urgencia planteada, el Gobierno se planteó recurrir a las empresas locales. “Cuando ocurrió eso, se dio la circunstancia que Derwick, como alguna otra empresa, estaba en condiciones de atender los requerimientos del país, estaba dispuesta a asumir el riesgo, y disponía de las máquinas en su inventario”, dijo Betancourt. A instancias de los mismos clientes, ejecutó también los proyectos.
Fue así como en un plazo de dos años, Derwick fue logrando contratos y probando su capacidad. Hoy en día, ha ejecutado 11 contratos de ingeniera, construcción y puesta en operación de centrales termoeléctricas, cuya capacidad instalada total suma 1.386 MW, beneficiando a más de 800.000 familias.
«Seguimos trabajando, consolidando nuestra compañía y evaluando oportunidades, tanto en Venezuela, como en otros países”, señala Betancourt.
Campaña de Desprestigio
La polarización política y social que se vive en Venezuela, ha llevado a Derwick, tal como le ha sucedido a otras compañías o bancos venezolanos, a verse envuelta en una intensa campaña de desprestigio. Después de adjudicarse y poner en marcha las 11 plantas termoeléctricas, Derwick ha sido acusada de favoritismo del Gobierno, inexperiencia, falta de capacidades técnicas, o sobreprecios.
“Esas acusaciones –afirma el presidente de Derwick- las desmiente la propia realidad, porque ahí están las centrales, funcionando y sin problemas. Cumplimos nuestros compromisos, aportamos a la solución de un problema que tenía el país, facilitamos energía nueva al sistema eléctrico, contribuimos a asegurar el suministro, generamos puestos de trabajo, capacitamos a mucha gente. Todo ello, son hechos constatables.
Fuente / Estrategia
octubre 8, 2013 | Industria
(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
