Con una inversión de US$11,1 millones, la iniciativa pretende reemplazar los combustibles sólidos y líquidos (carbón, IFO y Diésel) actualmente utilizados para la operación de la Planta de Pellets, por Gas Natural Licuado (GNL), manteniendo los combustibles Diesel y Petróleo IFO como fuentes energéticas de respaldo en caso de falla de la alimentación del GNL.

Lo anterior permitirá adaptar las operaciones de la Planta de Pellets a los objetivos de la Ley Marco del Cambio Climático (Ley N°21.455/2022 MMA), que tiene relación con transitar hacia un desarrollo bajo en emisiones de gases efectos invernaderos y otros forzantes climáticos, hasta alcanzar o mantener la neutralidad de emisiones de gases efecto invernadero al año 2050.

Para esto, se deberá construir una Planta Satélite de Regasificación (PSR) de GNL, que tendrá una capacidad de almacenamiento de 1.299 m3 y una capacidad de regasificación de 14.000 Nm3/h de GNL que estará compuesta por una isla de descarga de GNL, tanques de almacenamiento de GNL, estación de regasificación, una central térmica de agua caliente, una estación de regularización y medición, interconexiones de GNL hacia el horno y caldera y un Sistema de DSC y sala de control.

Además, se contempla la reconfiguración del Horno mediante la utilización de quemadores triples LowNox y la implementación de quemadores duales en la caldera Hurts Boiler.

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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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Según la compañía, el GNL prácticamente no produce material particulado ni emisiones de dióxido de azufre y reduce las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) hasta en un 20% en comparación con el diésel. «Existe el potencial de eliminar aproximadamente 35.000 toneladas de emisiones de CO2 cada año en las operaciones de carbón siderúrgico de Teck y de reducir los costos del combustible en más de 20 millones de dólares anuales mediante la adopción del combustible híbrido GNL y diésel en todas las operaciones», destacó la empresa.

Cabe señalar que la prueba piloto es una de las medidas que Teck está tomando para lograr su objetivo a largo plazo de reducir las emisiones anuales de GEI en 450.000 toneladas en sus operaciones para 2030. A la fecha, Teck ha reducido las emisiones anuales en 170.000 toneladas como resultado de iniciativas implementadas desde 2011.

“El GNL es una fuente de combustible que tiene el potencial de disminuir los costos, reducir en forma significativa las emisiones y mejorar el desempeño ambiental en nuestras operaciones”, señaló Don Lindsay, presidente y CEO de Teck.

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Al respecto, Hatch destaca que los últimos desarrollos tecnológicos apuntan a una más eficiente y efectiva adopción del gas natural, especialmente en las nuevas generaciones de motores duales y de gas para grandes camiones mineros.

«Otras oportunidades para reemplazar el diésel por GNL incluyen la fracturación y perforación en oil & gas, los motores de barcos y trenes, así como en calderas, hornos y generación de energía remota», indicó la empresa.

De acuerdo con Hatch, la adopción del gas natural en reemplazo del diésel puede ser implementada en minas operativas alrededor del mundo, donde exista acceso a GNL barato o donde éste puede ser transportado económicamente por barco hasta el puerto de operación de la minera.

Cabe señalar que Estados Unidos y China son pioneros en el reemplazo del diésel por gas natural licuado. El primero, gracias a la revolución del shale gas, tiene acceso a abundante suministro de GNL barato.

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El Gobierno fijó como una de sus principales metas el reducir estos costos un 30% al término de la administración de Michelle Bachelet. Es decir, que el promedio de 2013 de US$ 151,36 por MWh fuera inferior a US$ 105,96 por MWh en 2017.

[Costos marginales del SIC caen 12% en 2014. ¿Se frenó al fin la tendencia alcista?]

Según los datos de Systep, los costos marginales en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) pasarían de un precio promedio de US$ 84 por MWh en diciembre de este año, a uno de US$ 109 por MWh a noviembre de 2015, considerando una demanda media. Como se observa, a pesar de que prevén un alza en los costos, igual están muy cerca de los objetivos del Gobierno. Según explican desde la consultora, en el SING, el costo marginal refleja el equilibrio entre la demanda y la oferta, y según se aprecia, la capacidad de energía base no está ingresando al mismo ritmo de la demanda. Aun así, desde Systep advierten que no sería extraño que la demanda creciera menos de lo previsto por la desaceleración de muchas actividades de la zona, como la minería. En este caso, los costos marginales podrían llegar a US$ 90 por MWh. En el SING, la mayoría de las fuentes de energía son térmicas.

En el Sistema Interconectado Central (SIC), en tanto, la firma estima una baja considerable de los costos marginales, tanto en un escenario de baja como en otro de alta disponibilidad de Gas Natural Licuado (GNL). En el primer caso, proyectan una caída de US$ 73 por MWh a US$ 39 por MWh, mientras en el segundo prevén una reducción de US$ 110 por MWh a US$ 39 por MWh. En ambos escenarios se considera una hidrología media, es decir, mayor a la del último año. La diferencia con el SING se explica por las hidroeléctricas.

Precio a regulados

Según las proyecciones de Systep, el próximo año, el precio promedio de la energía para clientes regulados -residenciales o comerciales- no experimentará mayores cambios y se mantendrá en niveles cercanos a US$ 86 por MWh. Esto, sin considerar las indexaciones que realiza todos los años en los meses de abril y octubre la Comisión Nacional de Energía (CNE).

En la consultora explican que esta proyección responde a que no hay nuevos contratos que entren en vigencia en 2015. Por otro lado, recién a principios de 2016 se incorporarán en el precio los contratos por el bloque 1 adjudicado en la última licitación, aunque advierten que estos son volúmenes pequeños en relación con la energía actualmente contratada.

En la reciente licitación de suministro se adjudicaron contratos a un precio promedio de US$ 107 por MWh, muy por debajo de los US$ 130 por MWh de hace más de un año. El proceso contaba con cuatro bloques, y el número uno -al que se refiere Systep- considera un volumen de 1.000 GWh al año por un período de 15 años, y se compone de tres bloques horarios.

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BHP Billiton adjundicó por 30 años el contrato al consorcio Kelar S.A., compuesto por las empresas Korea Southern Powerv (65%) y Samsung Corp (35%).

La actividad fue encabezada por los ministros de Hacienda, Alberto Arenas, de Energía, Máximo Pacheco, de Minería Aurora Williams; por el presidente de Kospo, Sang Ho Lee, y el presidente de Copper de BHP Billiton y recientemente nombrado presidente de Finanzas (CFO) de la empresa, Peter Beaven, entre otros personeros.

Respecto de la relevancia que tiene para el país la materialización de centrales de energías limpias, el ministro de Energía, Máximo Pacheco, destacó la importancia de los convenios de esta índole con empresas coreanas. “Es una gran noticia que podamos comenzar a reemplazar combustibles que son más caros y sucios. Además, acá se da un proyecto público-privado que va en beneficio de fortalecer la minería, que es un gran consumidor de energía. Asimismo, se da que las mineras generan fuentes propias, porque lo que nosotros venimos diciendo es que Chile necesita más oferta y más competencia, y eso se ve reflejado en el proyecto que hoy inicia su construcción”, manifestó.

Por su parte, Peter Beaven detalló que el contrato con el consorcio coreano es por 30 años e implica, en una primera instancia, destinar la totalidad de la energía producida para Minera Escondida. “En principio necesitamos ocupar el 100% de la energía producida en Kelar, sin embargo, a futuro podremos negociar los excedentes que bordean los 100 MW. Del mismo modo, la construcción de una segunda etapa es muy posible, ya que dependerá de la expansión de los proyectos que se generen en Escondida y Spence”, sostuvo el ejecutivo.

Sang Ho Lee, de Kospo, también comentó respecto de los beneficios de Kelar para la industria minera y, a su vez, aseguró el compromiso de la empresa por mantener la armonía con el medio ambiente y las comunidades. “Chile es un país líder en Latinoamérica en temas de desarrollo e inversión, por lo mismo, para nosotros es un honor poder incorporarnos en la industria minera y energética de este país y en una región minera como esta. Pondremos a disposición de este proyecto toda la tecnología que hemos ido adquiriendo a través de nuestra experiencia, en donde podemos asegurar que el tema social es también un objetivo que tenemos siempre presente”, expresó el directivo.

Se espera que la Central Kelar esté funcionando a principios de 2016 para alimentar las operaciones de BHP Billiton en Chile, disminuyendo la huella de carbono de las mismas hasta 1,5 millón de toneladas de emisiones por año.

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El informe, al que tuvo acceso La Tercera y que forma parte de los esfuerzos del gobierno por asegurar una mayor participación de este combustible en la matriz energética, asegura también que la importación del combustible desde puertos de Estados Unidos a Chile sería una opción competitiva para el país.

El análisis fue presentado el martes, en el Hotel San Francisco, a la Comisión Nacional de Energía (CNE), cita a la que también asistieron ejecutivos de empresas como Colbún y Ultramar. Ayer, en tanto, el ministro de Energía, Máximo Pacheco, conoció los resultados.

“Se determinó que los precios del GNL son competitivos y lo es obtenerlo en el mercado norteamericano”, señaló el analista senior de Bentek Energy y encargado del análisis, Javier Díaz.

El experto explicó que el principal propósito del estudio fue establecer cuál va a ser la evolución del GNL en el mercado global, tanto en términos de oferta como de demanda, con el fin de establecer dónde existirá suministro disponible para el país. Dentro de ello, comentó que otros mercados, como Canadá, México o Trinidad y Tobago, también presentarían oportunidades competitivas para Chile.

“Dado el avance técnico en producción de shale gas en EE.UU., esperamos que reaccione bastante rápido a la nueva demanda de las exportaciones y que los precios de Henry Hub no superen los US$ 5 por millón de BTU antes de 2021”, indicó Díaz.

Demanda al alza

Si bien Díaz explica que Chile no será un actor influyente en el mercado del GNL, ya que países como Japón y Corea del Sur alcanzan volúmenes de consumo mucho mayores, precisa que la demanda proveniente del país es importante al considerar a Sudamérica.

“Tenemos una estimación de crecimiento de demanda para Chile. Ahora mismo está en 0,4 billones de pies cúbicos por día y esperamos que crezca en los próximos 10 años a alrededor de 50%, dependiendo de cuándo entren las nuevas plantas y las expansiones en funcionamiento. Tiene potencial de ser más, pero depende del timing de cuál es la agenda final para expansiones y nuevos terminales”, indicó.

En esa línea, señaló que la opción de un nuevo terminal flotante será una de las definiciones que deberá tomar el Ejecutivo, pero precisó que una iniciativa de este tipo costaría entre US$ 300 millones y US$ 350 millones, con un plazo de construcción de unos 18 meses.

Añadió que sería la generación eléctrica y la industria, en especial la minería, las que absorberían la mayor oferta de GNL, “a no ser que los factores regionales cambien”.

En cuanto a la posibilidad de que el país llegue a nuevos contratos de shale gas con EE.UU., indicó que aún hay terminales norteamericanos que no han alcanzado contratos por el 100% de su capacidad, mientras que hay otros que recién están negociando. Por ello, el país tiene posibilidades de alcanzar acuerdos en 2018, dijo.

Frente a los resultados del estudio, el secretario ejecutivo de la CNE, Andrés Romero, comentó que “nos parecen interesantes las conclusiones, porque arroja que los números que habíamos previsto en la construcción de la Agenda (de Energía) están en línea con las perspectivas de analistas internacionales”. Añadió también que el análisis entrega tranquilidad, al establecer que sí existirá oferta de GNL, capacidad de transportarlo y precios que lo transforman en una alternativa competitiva para el país.

“Uno escucha que el GNL no llegaría a precios por debajo de los US$ 16 por millón de BTU. Sin embargo, el estudio dice que van a estar en torno a los US$ 11 por millón de BTU y esos son los precios a los cuales hemos proyectado el mercado del GNL”, dijo Romero, agregando que el gobierno hace las gestiones necesarias para que la oferta proveniente de EE.UU. llegue al país a través de Enap.

“Debería haber una mayor presencia de GNL para desplazar al diésel. El objetivo no está asociado a incorporar nueva capacidad de generación eléctrica, sino que a ocupar la infraestructura de regasificación y de centrales de ciclo combinado y abierto que tenemos. Hoy algunas están funcionando a diésel, lo que es una pérdida económica para el país”, concluyó.

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“Llevamos más de 50 años realizando distintas inversiones en el país, con inversiones y financiamiento especialmente en actividades de la industria cuprífera. Adicionalmente a nuestra inversión en minería, Mitsui tiene una alta presencia en otras áreas de la minería, en la acuicultura, en la industria automotriz y en la agricultura. Con todo, seguimos mirando otras áreas para invertir”, dijo a PULSO Masami Iijima.

“Mitsui reconoce a Chile como la puerta de entrada a Latinoamérica. El ambiente de negocios en Chile es estable y atractivo para el inversionista extranjero. Además, tenemos un excelente socio en Codelco. Así, nos interesa poder desarrollar negocios en Chile y expandirnos también a otros países de Latinoamérica junto a nuestros socios chilenos”, añadió el directivo.

¿La generación eléctrica puede ser un negocio interesante para la empresa?, ¿Están analizando opciones en esa área?

Sí. Vemos el mercado energético chileno como uno muy atractivo y estamos evaluando proyectos en energía térmica y también en energías renovables. De hecho, estamos muy interesados en participar en iniciativas energéticas, de esta manera apoyando al país en el contexto de oferta energética actual.

En particular, creemos que podemos contribuir en el desarrollo de soluciones integrales basadas en GNL, lo que incluye oferta, transporte, distribución, logística y generación. Estamos en profundas discusiones con un potencial socio en el desarrollo de proyectos de GNL. Para Mitsui esta es una oportunidad muy importante, y estaríamos orgullosos de ser parte y contribuir a la realización de proyectos de GNL en Chile, recurso energético que creemos que tiene un potencial de crecimiento muy grande en Chile.

La empresa tiene una amplia cartera de proyectos en esta área.

La generación de energía es uno de los pilares donde Mitsui se enfocará en sus negocios de infraestructura. Mitsui ya invierte en 67 proyectos de generación en 20 países alrededor del mundo, con un total de capacidad de generación de 8.480 MW de potencia a marzo del 2014. Creemos que nuestra experiencia y conocimientos obtenidos en estos años pueden servir a la hora de materializar proyectos en Chile.

¿Cómo evalúan la sociedad con Codelco?, ¿puede expandirse más allá de Anglo American Sur?

Mitsui valora la asociación y sociedad con Codelco, lo que permitió nuestra entrada a la propiedad de Anglo American Sur y convertirnos también en un aliado de la principal empresa estatal del país. Hemos fortalecido nuestra relación con Codelco luego de este joint venture y creemos que hemos construidos las bases para desarrollar proyectos a futuro.

Recientemente firmaron una alianza.

El pasado 31 de julio anunciamos nuestra participación conjunta en la creación de un fondo de capitales de inversión para desarrollos innovadores en el uso alternativo del cobre y para soluciones innovadoras orientadas a la eficiencia y sustentabilidad de operaciones mineras.

El mismo día, el CEO de Codelco, Octavio Araneda, el vicepresidente ejecutivo de Corfo, Eduardo Bitrán y yo firmamos el MOU que permitió la entrada de Mitsui a este fondo, creando nuevas oportunidades para invertir con Codelco en estas áreas. La firma de este acuerdo se realizó en las oficinas centrales de Codelco y también el documento se incluyó en los acuerdos gubernamentales suscritos por los gobiernos de Japón y Chile en La Moneda por el Primer Ministro Shinzo Abe y la Presidenta Michelle Bachelet.

Mitsui, bajo su alianza estratégica con Codelco, tiene como intención seguir contribuyendo al desarrollo sustentable y a la búsqueda de competitividad de la industrial minera chilena, promoviendo nuevas oportunidades de negocios.

¿Podrían apoyar el desarrollo de los proyectos estructurales de Codelco, por ejemplo, mediante financiamiento?

Actualmente, tenemos un joint venture con Codelco pero no hay discusiones relacionadas a un proyecto específico o al desarrollo de sus proyectos estructurales. Sin embargo, estaríamos orgullosos de hacerle una propuesta de este tipo a Codelco, si es que ese escenario se presenta. Creemos que realzar nuestra relación con Codelco y crear nuevas oportunidades de negocios con ellos bajo nuestros acuerdos de colaboración llevará a mayores contribuciones al desarrollo social y económico de Chile.

¿Es momento de invertir en minería?

Mitsui ya ha invertido cerca de US$ 4 mil millones en Chile, lo que implica que nuestra exposición en Chile es muy destacable, especialmente en lo relativo al negocio cuprífero. En el futuro, nuestro principal interés se mantendrá en oportunidades de inversión en la industria del cobre. Para cumplir a nivel global con nuestra demanda por cobre y también para enfrentar las decrecientes leyes de mineral en las minas existentes, es posible que necesitemos desarrollar nuevos proyectos o expandir los proyectos actuales. Para esos requerimientos, reconocemos que se esperará que Mitsui tenga un rol entre los actores desarrolladores de estas iniciativas y creemos que seremos de capaces de responder a esta responsabilidad.

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Y un paso relevante en esta estrategia es la negociación que abrió recientemente con Codelco para desarrollar -y eventualmente adquirir- la central térmica Energía Minera.

Esta unidad a carbón pertenece a Codelco, tiene una capacidad de generación de 1.050 MW y cuenta con Resolución de Calificación Ambiental (RCA) vigente desde 2008.

La intención de Enap es impulsar esta generadora, aunque con dos cambios estructurales.

El primero es transformar el tipo de fuente de energía que utiliza, pasando a usar gas natural licuado (GNL) y no carbón. El segundo es reducir su capacidad a 760 MW, equivalente a Ralco (690 MW) o algo menos del doble de Bocamina II (360 MW), ambas de Endesa.

El proyecto Energía Minera está ubicado en terrenos de la división Ventanas de Codelco, en la zona industrial de Quintero.
La energía que generaría esta unidad se conectaría al Sistema Interconectado Central (SIC) mediante una línea de ocho kilómetros de 500 kV.

La transformación de Energía Minera en una central a GNL aseguraría la demanda por este combustible y daría viabilidad a la ampliación del terminal de GNL Quintero -donde Enap tiene el 20% de participación-, pasando de 15 a 20 millones de metros cúbicos día.

La idea de Enap sería incluir un socio privado en el desarrollo de esta termoeléctrica, ojalá un actor nuevo en el mercado. Una de las opciones sería la multinacional japonesa Mitsui.

Yoshiaki Mukai, el presidente de la firma que participa en el país en los negocios minero, salmonero, automotor y de distribución agrícola, comentó ayer a «El Mercurio» que están considerando una posible asociación con Enap para abordar en conjunto el negocio del GNL.

La reformulación

La iniciativa que impulsaría Enap requeriría de un nuevo Estudio de Impacto Ambiental (EIA), aunque usando la información ya recopilada por la minera de cobre.

El proyecto aportaría, además, una alternativa de generación más limpia y sustentable para Ventanas, que tiene constantes problemas por los altos índices de contaminación que presenta el territorio por la concentración de industrias.

El acuerdo permitiría a la petrolera estatal aprovechar las sinergias, ya que por un lado daría uso a la capacidad existente que tiene actualmente en el terminal y, por otro, lado desarrollaría clientes consumidores de gas.

Impulso al uso de este combustible

El actual gobierno anunció, en el marco de su Agenda de Energía, que entre sus siete principales metas persigue transformar a Enap en una empresa robusta de forma tal que sea un actor sólido y con protagonismo en los desafíos del país en materia energética.

Uno de los principales objetivos de la empresa liderada por el ex ministro de Energía Marcelo Tokman es impulsar el uso de GNL para reemplazar fuentes que operan con diésel.

Según anunció la Presidenta Bachelet en junio, la petrolera ya está negociando un contrato a 10 años plazo de suministro de gas natural, lo que permitirá la operación parcial de un ciclo combinado. Agregó que el contrato también contempla la apertura del terminal de GNL Quintero a terceros, al transferirle al generador parte de la capacidad de regasificación de Enap. Por otro lado, la expansión del terminal a 15 millones de metros cúbicos al día estará operativa a inicios de 2015 y Enap está promoviendo continuar con la ampliación de ese centro a 20 millones. Este volumen permitiría el funcionamiento de dos ciclos combinados adicionales, comentó.

En la Agenda se anuncia que se impulsará la construcción de un tercer terminal de GNL (además de Quintero y Mejillones), en la zona centro-sur. Para esto, la firma se involucrará en el desarrollo de un proyecto que busca elevar el suministro en el sur del país.

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A ello se suma su ingreso al negocio de distribución de combustibles a través de Enex, que se hizo por medio del holding industrial Quiñenco.

Nicolás Caussade, gerente de Energía de Antofagasta Minerals (Amsa), explica que buscan ampliar su presencia en el sector. Desde ya anuncia: «Estamos analizando otras alternativas en el ámbito de las renovables, en este caso en el ámbito solar, para reforzar nuestra matriz de suministro y seguir diversificándola». En El Tesoro ya usan esta energía para procesos mineros.

El ejecutivo agrega: «Estamos atentos a lo que pueda pasar en el mercado del gas natural», aunque no tienen ninguna iniciativa con este combustible.

«Lo que hacemos es ver qué energías son más competitivas y hoy se da una coyuntura donde aparentemente la energía solar puede lograr niveles de competitividad atractivos para consumos pequeños», detalla Caussade.

Ejecutivos del grupo comentan que están viendo contratos para definir en los próximos meses el ingreso a un proyecto solar.

Al ingresar a empresas eléctricas, el clan de origen croata hace suyo un modelo que suelen usar las empresas japonesas, especialmente en la minería: para asegurar el suministro, entran como socio minoritario en grandes compañías.

Bien lo sabe el conglomerado, que desde siempre ha tenido socios nipones. El fallecido patriarca del grupo, Andrónico Luksic Abaroa, hizo uno de sus primeros y grandes negocios con un grupo de empresarios japoneses que, por un error de traducción, le compraron una mina en Antofagasta en 500 mil dólares cuando él estaba pidiendo solo 500 mil pesos. Eso pasó en los 50 y desde entonces las relaciones con los distintos grupos del país del Sol Naciente han sido estrechas. Hoy en Minera Centinela (Esperanza y El Tesoro) son socios con Marubeni, y en Los Pelambres sus partners son Mitsubishi y Nippon Mining.

Para que sigan Los Pelambres

La electricidad es el insumo que más pesa en el alza de costos de la industria minera. Debido al fin del suministro barato de gas argentino desde 2006, la energía subió a niveles sin precedentes -registró los US$ 203 por megawatts la hora como promedio anual en el Norte Grande en 2008- y muchas empresas, entre ellas Los Pelambres, el principal yacimiento de los Luksic, se quedaron sin contrato.

«Tras la finalización de un contrato de precio fijo favorable en 2012, Los Pelambres ha sido expuesta al precio spot , en un mercado donde no se están firmando acuerdos de energía indexados a valores de carbón o gas natural (y con ellos, más bajos en precios)», explicó Antofagasta Minerals en su reporte de 2013.

Para mejorar la seguridad del abastecimiento, Los Pelambres invirtió en una de las mayores plantas de energía eólica en construcción en Chile, El Arrayán, en la IV Región. Con ello se aseguró que, a partir de este año, cuando inicie su operación en el segundo semestre, el 70% de la energía que genere este complejo eólico vaya a la minera, la que tendrá así garantizado un quinto de sus necesidades eléctricas por 20 años. Este proyecto, donde son socios con Pattern, requiere de US$ 300 millones en total.

El grupo también entró a la propiedad del proyecto hidroeléctrico Alto Maipo, de 530 MW, que demanda US$ 2 mil millones. «Como parte de esta inversión, se firmaron (con AES Gener) dos contratos a 20 años que parten desde 2015 y 2018 para proveer las necesidades energéticas actuales a precios competitivos y estables», explica la compañía. Según explicó el presidente ejecutivo de Antofagasta, Diego Hernández, con estos últimos contratos Los Pelambres dejará de comprar energía a precio marginal en el mercado libre ( spot ), donde pueden superar los US$ 200 por MW/h, y tendrá un contrato que le permitirá bajar sus costos.

Para sus operaciones en el Norte Grande, la compañía entró en 2011 a la propiedad de la termoeléctrica Hornitos (167 MW). La central (60% propiedad de E-CL y 40% de Inversiones Punta de Rieles, del Grupo Antofagasta Plc), está en Mejillones y abastece las necesidades energéticas de Esperanza y El Tesoro, hoy agrupadas en Minera Centinela. En este proyecto eléctrico se desembolsaron en total US$ 400 millones.

Apuesta por geotermia y carbón

En energía geotérmica, el grupo sigue avanzando, pero con plazos un poco más extensos, revela Nicolás Caussade, también director de Energía Andina, donde el grupo Luksic tiene un 60% y un 40% la australiana Origin.

Son 12 proyectos geotérmicos que tiene esta compañía a lo largo del país y que pueden dar un potencial de 500 MW o más.

Mulpún, con Carbon Energy, es otro proyecto innovador porque genera gas a partir del carbón y con ello se activa una central de vapor. Suponía unos US$ 30 millones.

Nicolás Caussade cuenta que ahí se completaron una serie de estudios preliminares y «hoy estamos analizando qué hacer», porque «es una tecnología más desafiante y tenemos que analizarlo con más cuidado antes de seguir adelante».

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