La compañía explicó que el contrato suscrito con la empresa generadora rige hasta diciembre de 2035 y establece que, al menos un 80% de la energía consumida por Candelaria, será a través de Energías Renovables No Convencionales (ERNC), si el consumo eléctrico total de la minera es de 915 GWh/año o más.

Respecto del acuerdo, el presidente de Minera Candelaria, Luis Sánchez, expresó que “este contrato viabiliza el suministro de energía renovable de largo plazo para nuestra compañía, permitiendo la optimización continua de los procesos operativos. Esta alianza estratégica con AES es muy relevante para el futuro de nuestras operaciones y demuestra nuestro compromiso con la sustentabilidad, la reducción de nuestra huella de carbono y la innovación”.

Desde la minera sostuvieron que el acuerdo considera, además, que AES Andes trabajará con Minera Candelaria en la optimización del consumo eléctrico de las operaciones, eficiencia energética, almacenamiento de energía, electromovilidad, proyectos de autogeneración y respaldo. Asimismo, considera la posibilidad de construir una planta generadora de energía renovable para inyectar hasta 20MW de potencia al sistema.

La compañía indicó que el compromiso de Minera Candelaria con el uso y consumo eficiente de la energía se refleja, además, en otras acciones concretas en la materia tales como una Política Energética, un Sistema de Gestión de Energía (SGE) certificado bajo la norma internacional ISO 50.001-2018 y el uso de buses eléctricos para el transporte de trabajadores.

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Para responder estas preguntas y conversar sobre el panorama de la industria, EY junto a Cesco organizarán el evento «Desafíos de la transición energética y su impacto en la minería», que se realizará el martes 13 de septiembre a las 9:00 hrs. en el Hotel Mandarin Oriental (Salón Atacama), Presidente Kennedy 4601, Las Condes.

Expertos globales y ejecutivos locales abordarán los crecientes cambios para las compañías mineras en el camino hacia fuentes de poder más limpias y al desarrollo de estrategias a largo plazo sostenibles.

Entre los invitados destacan Paul Mitchell, socio líder global de Minería y Metales y Serge Colle, socio líder global de Energía y Utilities, ambos de EY. Desde nuestro país participarán Trinidad Castro, directora ejecutiva del World Energy Council de Chile (WEC); René Aguilar, vicepresidente de Asuntos Corporativos y Sustentabilidad de Antofagasta Minerals (AMSA); y José Miguel Benavente, vicepresidente ejecutivo de Corfo.

“La minería -en Chile y en el mundo- está consciente que juega un papel muy relevante en la lucha contra el cambio climático, ya que minerales como el cobre y el litio son fundamentales para la transición de energía desde fuentes renovables; y la generación de baterías para autos eléctricos y tecnología termosolar, respectivamente. El compromiso que tiene está industria hacia el uso de energías limpias se ve reflejado en sus fuentes energéticas con proyectos relacionados a hidrógeno verde, ERNC, descarbonización, mejor uso del recurso hídrico y otras iniciativas sustentables y sostenibles”, comenta Alicia Domínguez, socia líder para la Industria de Energía y Minería de EY.

Por temas de aforo, la actividad contará con cupos limitados, por lo que las personas deben registrarse en el siguiente link para reservar su asistencia.

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Es así como La Coipa y Maricunga reemplazaron la energía eléctrica convencional por energía solar fotovoltaica y eólica. Enel firmó contrato con Kinross después de adjudicarse la licitación que abrió en 2020 cuando se anunció la reapertura de La Coipa y terminó en 2021, poco antes de que iniciaran las operaciones. El compromiso contempla un suministro continuo de 383.4 GWh por más de dos años desde abril de 2022 hasta octubre de 2024.

Alcances

Según Kinross, «anteriormente, este pacto estaba fijado con una empresa termoeléctrica que trabaja con combustibles fósiles. En ese sentido, y con el afán de desarrollar proyectos que protejan al medio ambiente y se alineen con las condiciones naturales del territorio, se tomó la decisión de cambiar de proveedor».

Además, que la empresa contará con certificaciones internacionales que confirmarán la calidad de su servicio, lo que posicionó a Enel debido a que posee el International Renewable Energy Certificate Standard (I-RECS).

Kinross Chile está en una etapa de alto rendimiento por la reapertura de La Coipa con los dos proyectos que extendieron su vida útil. Por un lado, Fase 7, que promete tener actividad hasta el 2024, y por el otro Purén, Fase 2, que proyecta una producción hasta 2026, lo que conlleva a la incesante necesidad de contar con energías que garanticen la continuidad operacional, y al mismo tiempo permita cumplir con una política social ligada a la minería responsable.

El vicepresidente y gerente general de Operaciones, Rolando Cubillos Bassaure, dijo que con la eliminación de emanaciones de CO2 «esta organización logrará bajar las emisiones de gases de efecto invernadero, lo cual es parte de nuestro compromiso corporativo».

El impulsor de esta iniciativa fue Luis Muñoz Leal, gerente de Abastecimiento, quien explicó que a través de eficiencias energéticas que fortifiquen sus proyectos y operaciones Kinross Chile decidió incursionar en el uso de las Energías Renovables No Convencionales para el suministro general en sus faenas, a fin de contribuir de manera efectiva en su transformación hacia una organización más sustentable.

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«Yo creo que hemos tenido un análisis bien completo respecto de estas observaciones. Debiéramos esperar la próxima semana el ejecutivo. Si llega, bien, si no, nos convocamos para votar en general el proyecto», afirmó la legisladora.

Análisis

Para seguir analizando el proyecto de ley, también conocido como descarbonización acelerada, la comisión también recibió a Carlos Finat, director ejecutivo Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.) y a la directora ejecutiva de Chile Sustentable, Sara Larraín.

Finat planteó que la mitigación del uso de energía termoeléctrica ante eventuales fallas intempestivas en el sistema eléctrico debe considerar «cambios normativos y de mercado para que ocurra», añadiendo que también es necesario que «las centrales ERNC participen activamente en proveer servicios de estabilidad y que se instalen servicios de almacenamiento».

«Es necesario promover al más corto plazo posible, para adaptar al sistema la instalación de almacenamiento en el mercado, no como complemento de otras centrales como lo estamos viendo hoy día,

Por su lado, Larraín sostuvo que están las condiciones para el retiro anticipado de las centrales a carbón. «Creemos que, en el escenario 2025, de cierre total o reconversión de las carboneras, hay que tener en cuenta que debieran ingresar unos 2.000 o 2.500 MW de energía anualmente, que es lo que está ocurriendo, pero tendríamos que considerar un escenario de un eventual retraso en la transmisión».

Agregó que, para 2030, tenemos que «agregar almacenamiento como un servicio complementario para evitar el vertimiento de las energías renovables no convencionales. También el almacenamiento nos permite reducir la necesidad de transmisión y aprovechar el bajo costo de las ERNC».

Finalmente, señaló que «esta transición implica una transformación importante en los sistemas de control dentro de los servicios complementarios y adecuadamente remunerados. Hoy, no podemos seguir solamente con los sistemas de control que tenemos que es para un paradigma de centrales de energía afirme que no requieren tanto respaldo. Tenemos que avanzar en flexibilidad y requiere almacenamiento y nuevos sistemas de control que permitan gestionar esta flexibilidad».

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La iniciativa contempla una potencia nominal de generación de 3,9 MW y estará emplazado en la comuna de Huara, provincia del Tamarugal.

En el expediente ambiental se detalla que el proyecto contempla la construcción y operación de una Planta Solar Fotovoltaica, constituida por 9.464 paneles fotovoltaicos de 445 Wp cada uno; que en conjunto tendrán una potencia nominal de generación de 3,9 MW destinada para la operación y consumo de energía eléctrica de la Faena Negreiros.

Asimismo, el documento destaca que su objetivo es inyectar la energía a la faena bajo la modalidad de “autoconsumo” de energía eléctrica sin inyección a la red para ahorro de suministro eléctrico.

El proyecto tendrá una vida útil de 25 años y considera una inversión de US$4 millones. Se considera la creación de 42 empleos durante su fase de construcción y 5 puestos de trabajo durante su fase de operación.

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«La realidad es que nuestra capacidad de almacenamiento y la autonomía que tenemos en GNL es paupérrima«, señaló el ejecutivo durante el webinar organizado «Medidas de Corto, Mediano y Largo Plazo para Mitigar el Efecto de la Escasez de Agua en el Sistema Eléctrico».

El ejecutivo agregó que, en el caso de la zona norte, «el terminal de almacenamiento equivale a aproximadamente al 1,3 naves de transporte de GNL, con lo cual es muy fácil darse cuenta de que ese terminal opera a límite permanentemente y eso da lugar a la inflexibilidad. En el caso de Quintero, siendo la situación un poco mejor, equivale a 2 y fracción naves que para los estándares internacionales es muy baja«.

Adicionalmente, señaló que, en base a un análisis aproximado de Acera, la generación con GNL al precio de la energía generada con GNL, «la instalación de este tipo de almacenamiento agregaría aproximadamente 3 dólares por MWh, si tomamos en cuenta toda la generación del sistema, baja a un cargo de 0,3 dólares por MWh y creo que bien vale por la seguridad del suministro».

Discusión

En la conferencias también participó José Venegas, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), quien habló acerca de los desafíos del sector: «Lo que ha sucedido no debería causarnos tanto asombro (sequía), este es un sistema que en su diseño sabíamos que en años normales tenemos 20% de ERNC, 30% hidráulico y un 50% térmico, entonces cuando viene una sequía que nos quita la mitad del aporte hidráulico, no es un misterio que el aporte térmico sea entonces el 65%«.

«Lo que quiero decir con esto es que era algo que todos sabíamos que iba a pasar en una sequía, nosotros mismos como CNE fuimos la Congreso a decirlo cuando hablábamos de la importancia de no renunciar tan sencillamente a nuestra capacidad térmica porque la íbamos a necesitar«, señaló la autoridad.

También participó el presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional, Juan Carlos Olmedo, quien habló acerca de la hidrología afirmando que la Gerencia de Mercado del organismo, a fines de 2019, «inició un trabajo de largo plazo en la cual está trabajando con académicos de la Universidad de Chile y esto partió el año pasado, incorporando pronósticos hidrológicos de corto plazo, en el cual se modeló todas las cuencas hidrográficas en forma física y además ahí se va superponiendo los pronósticos meteorológicos con lo cual, sumado a lo anterior, hacen una estimación a una semana de los caudales. Por lo tanto, esa herramienta ya está operativa».

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El directivo señaló que “»sin lugar a duda, el uso directo es el futuro de la geotermia en el país. No digo que no haya que apostar por la generación de electricidad, pero el potencial del uso directo es sencillamente inagotable. Cualquier proceso industrial y tecnológico que necesite una temperatura constante la puede suplir mediante la geotermia, ya sea por bombas de calor o el uso directo de fuentes termales».

Además, se hizo hincapié en cómo han avanzado otros países respecto a esta materia, sobre todo en la calefacción de casas o invernaderos. Por ejemplo, en Islandia, el 90% de las casas son calefaccionadas por uso directo. Muy por el contrario a la realidad chilena, en donde la leña es la principal fuente de calor y el 98% de las casas no cuenta con calefacción centralizada.

En la jornada también expuso el investigador del Centro, Mauricio Muñoz, quien apuntó a la necesidad de incentivar el uso directo de la geotermia, debido a que «tiene que ver con la mejora en la calidad de vida de las personas. Estos sistemas permiten entregar una calefacción estable, de muy buena calidad y con costos de operación bajos».

«Esto es muy importante, sobre todo considerando cuánto de los ingresos familiares se destinan a la calefacción en el sur de Chile (…) Cuando son edificios como hospitales o colegios es totalmente realizable. Por lo tanto, es una alternativa que hay que considerar y tiene las mismas condiciones. La calidad de suministro de calefacción es estable, amigable con el medio ambiente y con un bajo costo de operación”, manifestó.

Descarbonización

En su presentación, el director del CEGA recalcó en la importancia que puede tener la geotermia en el proceso de descarbonización del país, considerando que es la única energía renovable con un factor de planta similar.

«Es necesario pensar que la geotermia debe tomar un papel preponderante en nuestra matriz energética. No sólo sirve para generar electricidad, sino también para generar calor. Tiene muy poco impacto ambiental y su huella de carbono es realmente pequeña. Soy consciente de que tiene un factor de incertidumbre inicial importante y un alto riesgo inicial. Pero ese riesgo debe ser asumido por el Estado», remarcó Morata.

Junto a ello, Morata destacó que los potenciales beneficios de invertir en geotermia tendrán un impacto positivo en la calidad del aire y la salud de las personas. Además, puntualizó que «el Estado debe conocer los recursos energéticos que tiene. Es un tema de seguridad estatal».

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De acuerdo con la información de la Comisión Nacional de Energía (CNE), estos en conjunto totalizan 2.531MW y que equivalen a una inversión por 2.299 MMUSD.

Esta información el más reciente Reporte ERNC que elabora mensualmente la entidad.

En el documento, asimismo, se menciona que diciembre del año pasado terminó con 114 proyectos ERNC declarados en construcción.

Además se informa que la capacidad neta asciende a 25,9% (6.445 MW), con casi un 99,6% conectado al Sistema Eléctrico Nacional.

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De acuerdo con los datos del gremio, se incluye a las centrales hidroeléctricas de pasada y embalses, la generación de todas las energías renovables tuvo una participación de 51,6%, superando la inyección eléctrica de las unidades térmicas, que fue de 48,4%.

En comparación a enero de 2020, todas las tecnologías ERNC anotaron un crecimiento, excepto el biogás, que bajó su aporte en -26,3%. Así, la energía solar fotovoltaica marcó un incremento de 38,2%, seguida de la eólica (33,6%); mini hidro (12,8%); geotermia (7,1%), y biomasa (4,1%).

Según Acera A.G., la máxima participación horaria del sector “alcanzó un 54,8%, y se produjo a las 15:00 horas del 10 de enero. En aquella hora, el peak de ERNC se compuso de un 63% de energía solar y un 27% de energía eólica, entre otros”.

También se destacó que la capacidad instalada ERNC llegó a 7.467 MW, considerando a las centrales de generación de este tipo que están en pruebas y a las unidades que operan en las regiones de Aysén y Magallanes, además de la Isla de Pascua.

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La iniciativa considera módulos fotovoltaicos de 5,5 MW y 2,75 MW, lo que incluye un sistema colector en media tensión, una subestación de alta tensión en 220 kV con su respectivo edificio de control, servicios auxiliares y sistema de energía de respaldo (Baterías BESS).

Además, se considera una línea eléctrica de alta tensión de 220 kV, de simple circuito, entre la Subestación Bellavista, ubicada en el Área del Parque Solar, y la Subestación Punta Sierra 220 kV existente. La vida útil del Proyecto se estima en 35 años.

Dentro de los objetivos informados al SEA se indica que se “considera la utilización de esta energía renovable para la producción de hidrógeno verde en la zona”.

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