Por Jéssica Esturillo O.

Seguridad, suficiencia y calidad de servicio a un costo razonable son las bases que sustentan al sistema eléctrico chileno. Para que no haya sobresaltos, es vital mantener un equilibrio entre todas ellas. Sin embargo, durante la última década esa tarea se ha complicado para todos, en especial, para los actores del sector y para los grandes consumidores, donde la minería -que usa el 40% de la energía del país, según cifras oficiales- es la mayor perjudicada tanto en costo comoen disponibilidad. Para complicar un poco más las cosas, en los últimos años el cambio climático y la reducción de la huella de carbono también entraron en la ecuación de costos y disponibilidad energética de la minería.

A la falta de combustibles que ha obligado a las eléctricas a acudir a sustitutos más caros para generar y a la insuficiente infraestructura que amenaza la continuidad del suministro y lo encarece, hoy se suma la necesidad de cumplir con los objetivos y compromisos internacionales exigidos por las casas matrices de varias mineras con activos en Chile, para mitigar su huella de carbono.

La complejidad de este requisito radica en que en la zona norte de Chile, donde está la mayoría de las operaciones mineras, es más económico generar energía a carbón o diésel, fuentes que producen mayores emisiones de gases efecto invernadero.

Para tener una idea de lo que esto implica, basta con señalar que el 66% de los casi 1,6 millones de toneladas de CO2 equivalentes que Compañía Minera Doña Inés de Collahuasi SCM - la tercera productora de cobre en Chile- emitió en 2010 correspondieron al “Alcance II”, que son las resultantes de la generación de energía (vapor, calor o electricidad) provista por terceros, categoría que obviamente incluye a las centrales termoeléctricas que la abastecen y que operan en el Sistema Interconectado del Norte Grande.

Es precisamente en este punto de la encrucijada que la Energía Renovable No Convencional (ERNC) adquiere un papel relevante, pues las fuentes hidráulicas, solares, eólicas y geotérmicas neutralizan parte de la carga de emisiones de la minería.

“Veo una tendencia evidente relacionada con la huella de carbono, porque una empresa minera que tiene su matriz en Londres, sólo por concepto de transporte de su mineral tiene una penalización por la huella de carbono asociada a este ítem, que las empresas están tratando de neutralizar. Por otra parte, hay una mejoría en las condiciones económicas de las tecnologías de renovables no convencionales, lo que ha dado pie al avance de iniciativas relevantes en estas energías en la zona norte, especialmente en materia solar”, explica Jorge Allende, abogado del estudio Carey y Allende.
25% en promedio es el factor de planta que alcanzan las tecnologías eólica y solar en Chile, es decir, estas fuentes producen sólo seis de las 24 horas del día.
En la industria minera dicen que la búsqueda para incorporar estas tecnologías no ha sido simple y no han podido adoptarlas al ritmo deseado por varias razones. Una de ellas son las restricciones que puso la Ley de ERNC. Especialistas dicen que estas trabas obligaron a la minería a desplegar mucho ingenio para ganarse un espacio en el impulso a las ERNC y, además, las obligaron a pagar un precio adicional. En 2008, cuando esta normativa se tramitaba en el Congreso, varias cupríferas comenzaron a evaluar inversiones en este campo e incluso un par tramitó ambientalmente proyectos de generación. La industria quería ayudar a despejar una de las barreras que impedían la materialización de las ERNC: su alto costo de desarrollo, pero el parque eólico Punta Colorada de la canadiense Barrick Gold fue el único de esa hornada que se concretó. Desde diciembre pasado inyecta 17megawatts al Sistema Interconectado Central (SIC).



El freno legal

Más allá de los planes y la voluntad minera, el panorama cambió tras la publicación en 2008 de la Ley 20.257, cuyas disposiciones se activaron en 2010. El reglamento de esta norma tiene una consideración que complicó las intenciones de los clientes libres, porque establece que la obligación de que un porcentaje de la energía (por ahora es un 5%) que se comercializa provenga de fuentes de ERNC sólo puede ser acreditada por generadoras inscritas en un Centro de Despacho Económico de Carga y que inyecten su producción a uno de los sistemas interconectados.

Este punto impide que una minera cubra la parte de sus consumos afecta a la obligación, liberando a su proveedor eléctrico de hacerlo. Al mismo tiempo, echó por tierra la posibilidad de que estas empresas instalarán unidades de ERNC en sus faenas, pues en ambos casos esa energía no tiene validez en el esquema legal. Además, en 2008 y 2009, en medio de la crisis económica, a las cupreras no les parecía conveniente pagar más sólo para ser “verdes”.

El problema que surgió entonces es que los contratos entre clientes libres y generadoras convencionales tenían una cláusula para traspasar el costo asociado a la Ley ERNC.

“Desgraciadamente, nos tocó firmar contratos en 2007 y 2008, cuando había algunos anuncios de lo que sería la Ley de ERNC, y en ellos quedó establecido que sin importar lo que costara la ERNC iba a ser traspasada a los clientes”, comentan en una minera de la zona central.

Un experto eléctrico explica que la ERNC siempre es más cara para un cliente con consumos intensivos, como la minería. Esto no se debe a que el costo de desarrollo de estas tecnologías sea mayor, sino por su bajo factor de planta, es decir, que su producción es intermitente. En promedio, la energía solar y eólica operan el 25% del tiempo y eso obliga al usuario a contratar energía más constante, que respalde el 75% restante del tiempo, pero pagando el 100% de esa energía que suele ser térmica.

A ello se suma el transporte por las redes de transmisión, donde no sólo se duplica el desembolso por peaje, sino que igual que en el caso del respaldo, el esquema de negocio tampoco considera una tarifa acorde a la intermitencia de las ERNC.


22.698 Gigawatts por hora fueron los retiros de energía afectos a la Ley de ERNC entre enero y noviembre de 2011. El 5% de obligación legal totalizó en igual lapso 1.135 gigawatts por hora, es decir, se produjo un superávit.

Evolución

El descenso en el precio de los metales activó la presión sobre los costos de producción de la minería en general. Ya no era posible pagar cualquier precio por la energía. Ahí se activó la creatividad de empresas y comenzaron las renegociaciones de contratos con las generadoras a fin de bajar el precio a pagar por estas energías. Uno de los primeros cambios en este sentido fue fijar como precio máximo para las ERNC el valor de la multa por incumplimiento de dicha ley, monto que es inferior y se acerca, por ejemplo, a la operación de un parque eólico y no a la de una granja solar.

Luego surgieron nuevas alternativas contractuales y operativas, que con el tiempo se sofisticaron y que hoy revitalizan las acciones de la industria minera en esta materia.

Esto sucede precisamente en momentos en que se discute la modificación a la Ley de ERNC para elevar de 10% a 20% la meta de participación de estas energías en la matriz de generación al 2020.

Muestra de este nuevo impulso son el contrato que Anglo American firmó con Norvind en abril de 2011 para comprar las acreditaciones del parque eólico Totoral. A ello se suma la construcción, por parte de la empresa Solar Pack, de una planta fotovoltaica para Chuquicamata de Codelco y el proceso de licitación de Collahuasi por unos 40 MW, compañía que también explora desarrollos de geotermia.

Otro ejemplo son las negociaciones para instalar centrales hidroeléctricas de pasada en obras de riego que Los Pelambres, del grupo Luksic, tendría con asociaciones de canalistas de la Región de Coquimbo.

El abogado José Miguel Bustamante, del estudio Carey y Compañía, dice que este nuevo giro minero hacia las ERNC se debe a esta evolución de las fórmulas contractuales.

Precisa que los mecanismos de triangulación iniciales, en los que la minera compraba acreditaciones a un productor de energías renovables para traspasarlas a la generadora tradicional, perdieron validez porque la ley establece que una eléctrica puede recibir estos certificados sólo si es deficitaria respecto del cumplimiento de su 5% de ERNC y eso no se cumple en todas las eléctricas. Otro jurista comenta que en varios casos este traspié casi llegó a tribunales, porque a las mineras no les gustó hacer en vano una inversión que siempre será más alta que el abastecimiento tradicional.


Collahuasi busca fuentes de geotermia cerca de sus operaciones.

José Miguel Bustamante dice que el tiempo permitió mejorar estos esquemas contractuales hasta llegar a un modelo en que la minera, por ejemplo, recibe el abastecimiento de una fuente renovable no convencional, la cual tiene un derecho preferente por sobre los bloques contratados con un operador tradicional. La prioridad es extensiva a los aumentos de demanda de la minera por expansiones o nuevos desarrollos.

Este esquema, dice, se ha plasmado en varios contratos, aunque es más complejo de adoptar cuando el financiamiento de un proyecto convencional, como una termoeléctrica a carbón, requiere certeza de sus flujos.

Más allá de las trabas, es un hecho que hay un nuevo aire en la relación entre ERNC y minería. Esto se plasmó a fines de enero, cuando representantes de Barrick, BHP Billiton, Teck, Antofagasta Minerals, Xstrata, Codelco y Collahuasi participaron de una gira del Ministerio de Energía para conocer la experiencia española en desarrollos eólicos y solares.