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| Con foco en clientes mineros, Guacolda está terminando su quinta unidad. |
Cuando los costos apremian y las soluciones no llegan… ¿Mejor tomar el toro por las astas?. Así lo han planteado ejecutivos mineros que han visto deteriorada la competitividad de sus empresas debido a una compleja combinación de factores, como la baja en los precios internacionales, la vejez de los yacimientos, la menor productividad y los altos costos energéticos.
Por Alfredo Galleguillos C.
Cuando todavía no se disparaban los
precios del metal rojo, 10 años atrás,
Chile era el destino favorito para invertir.
La estabilidad en aspectos políticos e
impositivos -sin royalty a la vista- eran
variables importantes, pero no tan decisivas
como los bajos costos de producción.
En 2004, producir una libra de cobre en
Chile costaba en promedio US$0,633,
menos que el promedio internacional de
US$0,71. En 2013, según datos de Cochilco,
el costo de una libra de cobre llegó a
US$2,50, por sobre el promedio mundial de
US$2,38.
Paralelamente, el costo de la energía
fluctúa entre US$160 y US$180 por MWh
en el SIC, lo que sitúa a Chile como el país
con los mayores precios eléctricos para la
producción de cobre. Según informes de la
Corporación de Bienes de Capital, entre
2004 y 2012 este costo se incrementó en
350%.
Cuando todavía no se disparaban los precios
del metal rojo, 10 años atrás, Chile era el
destino favorito para invertir. La estabilidad
en aspectos políticos e impositivos -sin royalty
a la vista- eran variables importantes, pero
no tan decisivas como los bajos costos de
producción. Hoy estos han subido de manera
importante, siendo los costos de la energía los
más determinantes en este aspecto.
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| BHP asegurará suministro eléctrico para Escondida con Kelar. |
Francisco Aguirre, socio de Electroconsultores,
aclara que en ningún caso se puede pensar en
un eventual desabastecimiento. Además, explica
que el SING “es totalmente distinto en lo
que respecta a energía” al compararlo con
el Sistema Interconectado Central (SIC). En
el sistema nortino, el 90% de la energía es
consumida por la minería, mientras que en
el sistema central el porcentaje es cercano al
20 ó 25%.
“El SING, actualmente, tiene holguras. Cuando
partan los proyectos nuevos -como es el caso
de Sierra Gorda, de Quadra- va a apretarse un
poco, pero nunca en los niveles que tiene el
SIC”, sostiene el experto. En cambio, el
desarrollo de la oferta en esta última parrilla
se ha topado con mayores dificultades. “Las
empresas eléctricas quisieran abastecer la
demanda, pero ven que no ganan mucho con
proyectos hidroeléctricos, tal como pasó con
HidroAysén”, señala Aguirre. Lo mismo ha
ocurrido con iniciativas térmicas, “como
Castilla o Barrancones, que bastó que el
Presidente de la República tomara el teléfono
para detenerlo, pese a que este proyecto ya
había obtenido las aprobaciones en las
instancias respectivas”.
Pero no todo es terrible. La positiva evaluación
de la Agenda Energética de la Presidenta
Bachelet ha inyectado esperanzas al sector,
que hoy representa un tercio del consumo
eléctrico nacional, por sobre todos los demás
rubros, incluyendo el industrial y el segmento
residencial. Sin embargo, no hay soluciones
mágicas ni instantáneas. Pasarán años, quizás
décadas, antes que los costos de la matriz
eléctrica vuelvan a niveles semejantes a los de
hace una década.
No es novedad, pero la propia agenda energética
del Gobierno recomienda que la minería adopte
un rol más activo frente a la escasez de oferta
eléctrica. Por ejemplo, la cartera dirigida por
Máximo Pacheco Matte presentará un proyecto
de ley que establecerá metas de eficiencia
energética, en el cual la minería no estará
ausente y tendrá bastante que compartir.
“Chile es reconocido internacionalmente
como un país minero, y es en este sentido
que el sector es fundamental para cualquier
esfuerzo de política energética, considerando
que la minería representa el 34% de la
demanda eléctrica de energía”, manifiesta
el ministro Máximo Pacheco.
Explica que entre 2001 y 2011 el consumo
energético de la industria minera aumentó
en un 59%. “Si la energía representa el 20%
de los costos de las mineras, se vuelve
indispensable que las compañías analicen
las variables de su operación en busca
de eficiencia energética”, agrega.
“Una planta de producción minera necesita
en Chile del orden de 25 KW hora por tonelada
de material procesado. Según estudios de la
Universidad Católica, el consumo promedio
en otros países mineros con plantas de
dimensiones parecidas son un 10% más bajo.
En el SING, donde diez mineras consumen
cerca del 85% de la oferta de generación, una
baja de entre 5% y 10% en esa demanda equivale
al aporte de una central de 250 MW”, concluye
el ministro Pacheco.
El problema de fondo pareciera radicar en
lo que algunos han catalogado como un mercado
competitivamente imperfecto. Dos a tres empresas
generan más del 80% del suministro total de
los dos principales sistemas interconectados.
Mantener la oferta eficiente en niveles bajos
obliga a poner en marcha unidades diésel.
Con sequía, peor. Y las centrales más caras
son las que determinan el valor spot.
El Estado se manifiesta
Ahora, el Gobierno ha prometido terminar
con el inmovilismo. Por lo pronto, la
Presidenta Bachelet dijo que respaldará
la tramitación de los proyectos incluidos
hasta el mes de abril en el plan de obras
de la Comisión Nacional de Energía,
siempre que cumplan con las normativas.
De esta lista de iniciativas, la mayoría
corresponde a Energías Renovables No
Convencionales. Sólo algunas, a las
llamadas energías de base -una hidro
sobre 500 MW (Alto Maipo) y tres
termoeléctricas sobre 100 MW
(Guacolda 5 y Cochrane 1 y 2)-, lo que
mantiene en suspenso la meta
autoimpuesta por el Gobierno de reducir
sustantivamente los costos marginales
en cuatro años.
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| Maitenes, en Cajón del Maipo, donde se emplazará la central de paso Alto Maipo. |
Así también lo entiende el grupo de
empresarios, investigadores y políticos
que presentó recientemente al Gobierno
la propuesta “Minería y Desarrollo
Sostenible en Chile. Hacia una visión
compartida”. Liderado por el ex
Presidente Ricardo Lagos, e integrada
por Bernardo Larraín y Jean Paul Luksic,
entre otros, el grupo califica a la matriz
eléctrica como “cara y contaminante”,
pese a lo cual “no se han creado las
condiciones de gobernabilidad para
cambiarla”.
Aunque reconocen que la Agenda Energética
es un avance, los autores aseveran la
necesidad de que la política en esta materia
“debe dar cuenta de la interdependencia
entre la minería y la generación y transmisión
eléctrica, y de éstas con su entorno ambiental,
social y cultural”.
Ante esta necesidad, el grupo postula que
ambos sectores “consideren la posibilidad
de compartir riesgos en el desarrollo de
nuevos proyectos”. De esta manera, se
lograrían las sinergias que optimicen los
resultados para ambos sectores.
Pasos concretos
La premura por resolver el déficit eléctrico
es compartida por el presidente de Antofagasta
Minerals (AMSA), Diego Hernández, quien
ha manifestado que entre 2013 y 2025 se
proyecta un aumento de cerca del 100% en el
consumo de energía eléctrica.
Aunque Hernández ha sido enfático en que la
compañía no está disponible para diversificar
su negocio al ingresar como un operador más
en el mercado de generación eléctrica,
Antofagasta Minerals sí ha tomado medidas
para acelerar la concreción de proyectos.
Una las iniciativas más conocidas en que
AMSA participa es el Proyecto Hidroeléctrico
Alto Maipo. La central de pasada que construye
AES Gener en la comuna de San José de Maipo,
encontró en la minera del grupo Luksic un
socio muy conveniente. En la práctica, AMSA
adquirió el 40% del proyecto y aseguró una
parte relevante del suministro eléctrico para
Minera Los Pelambres por los siguientes 20 años.
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| Central Hornitos de Mejillones. |
Previamente, AMSA ya había ingresado
en la propiedad de otra central, en el SING.
Operativa desde 2011, Central Termoeléctrica
Hornitos (CTH) es un desarrollo de la
generadora E-CL, propiedad de Suez, la cual
posee el 60%, mientras que el 40% restante
fue adquirido por el grupo Luksic. CTH es
vecina de una central gemela, Andina (CTA),
que en conjunto producen 300 MW basadas
en combustión de carbón y biomasa. El
financiamiento de ambas unidades fue
asegurado mediante contratos de largo
plazo con Minera Esperanza, de Antofagasta
Minerals, y Gabriela Mistral, de Codelco.
AMSA no es el único. BHP Billiton acaba de
asegurar con Gas Natural Fenosa el suministro
de GNL para Kelar, su central termoeléctrica
de ciclo combinado, que se encuentra en
proceso de construcción por parte de un
consorcio formado por Kospo y Samsung.
Cuando comience a operar, en 2016, Kelar
tendrá una capacidad instalada de 517 MW,
los que se inyectarán desde su ubicación en
Mejillones al Sistema Interconectado del
Norte Grande. Con un costo de US$600 millones,
la central asegurará el abastecimiento de las
operaciones de la minera australiana. Las
faenas de BHP irán aumentando su demanda
energética, particularmente por las condiciones
extractivas de Escondida y por la expansión
de su planta desalinizadora.
Otro proyecto eléctrico relevante es el que
tiene contemplado Codelco. Se trata de Luz
Minera, termoeléctrica a gas que también
se ubicará en Mejillones. Sus 760 MW
proyectados, requerirán una inversión estimada
de US$758 millones.
Según Andrés Alonso, gerente de Energía y
Recursos Hídricos de la estatal, la central
permitirá satisfacer los requerimientos futuros
de Codelco Norte, estimados en unos 400 MW,
especialmente por la entrada en funcionamiento
de nuevas concentradoras y de sistemas de
desalinización. Aunque las decisiones están a la
espera del esquema de financiamiento, se estima
que Codelco podría licitar los contratos de
construcción y operación durante este año.
Cabe recordar que en carpeta permanece la
termoeléctrica Energía Minera, conformado
por tres unidades de 350 MW cada una,
que Codelco planifica impulsar en el SIC.
Sin embargo, la complejidad del entorno
ambiental y social en su eventual emplazamiento,
motivaron a las autoridades posponer su tramitación.
En la zona de Aysén, la minera Glencore
es propietaria del 65% de Energía Austral,
titular del proyecto Río Cuervo, en sociedad
con la australiana Origin Energy.
La iniciativa surgió como parte del complejo
de aluminio Alumysa que, a su vez, era de
la canadiense Noranda, que en 2005 se
fusionó con la minera Falconbridge. Un año
después, Falconbridge fue adquirida por la
suiza Xstrata. Y en 2013, Xstrata fue
comprada por Glencore.
En cuanto a inversiones en energías
renovables no convencionales (ERNC),
existen varios proyectos que han sido
cofinanciados por empresas mineras. A
comienzos de junio se puso en marcha –con la
presencia de la Presidenta Michelle Bachelet- el
proyecto “Amanecer solar”. Construido por
CAP y Sun Edison, la central situada en la
comuna de Copiapó sumó 100 MW a la
capacidad del SIC. Según sus desarrolladores,
es la central fotovoltaica más grande de América
Latina hasta el momento.
Asimismo, AMSA está a punto de inaugurar
el parque eólico El Arrayán, joint venture con
la estadounidense Pattern Energy (70% de
la propiedad) en la zona costera cercana a
Ovalle, Región de Coquimbo. El proyecto se
convertirá en el más grande en su tipo del país,
con una potencia instalada de 115 MW.
La infraestructura que incluye 50 aerogeneradores
de 2,3 MW cada uno, provistos por Siemens,
significó una inversión superior a los US$270
millones. Dos tercios de la potencia generada
servirán para abastecer a Minera Los Pelambres.
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| Parque El Arrayán provee electricidad a Los Pelambres. |
ha invertido en exploración de energía
geotérmica a través de la empresa Energía
Andina, una sociedad con la australiana
Origin Energy, dueña del 40% de la
propiedad, mientras el 60% restante es de
AMSA. Desde 2008, la empresa ha buscado
obtener el potencial energético en cuatro
sitios de exploración concesionados por
el Estado, que se localizan en las regiones
de Arica y Parinacota, Tarapacá y O’Higgins.
Sin embargo, los resultados aún no han
permitido generar electricidad en la escala requerida.
El ministro Pacheco se muestra poco
atraído por esta propuesta. “En un ciclo
como el actual, algunas firmas se han
hecho socios de proyectos de generación
eléctrica como lo hizo Antofagasta
Minerals o han licitado la construcción
de una central térmica como lo hizo BHP
con Kelar. Si bien valoramos estas medidas,
creemos que el foco central de la preocupación
del sector en materia de energía, debe considerar
tomar medidas en el corazón de la faena desde
la eficiencia energética”.
El secretario de Estado subraya que el ahorro
energético debe ser el principal aporte de la
minería en la tarea de racionalizar el mercado
eléctrico. A ello se agrega la iniciativa de
interconexión de los dos principales sistemas
eléctricos del país, “lo que sin duda significará
un alivio a la producción minera”, señala.
Este alivio se percibirá especialmente en las
faenas mineras del SIC, donde varios proyectos
relevantes que quedaron sin la posibilidad de
suministro seguro de energía después de
episodios como Castilla o Barrancones. “En
las actuales condiciones, también en el SIC
se podría notar el impacto del ahorro en el
consumo, tomando en cuenta la presencia
de yacimientos de grandes proporciones
como Andina, El Teniente o Los Bronces”,
concluye el ministro.
Basado en artículo publicado en Revista Ingenieros del Cobre & Minería en julio de 2014.
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