Esto, porque según el Informe del consumo energético de la minería del cobre a 2015 elaborado por la Comisión Chilena del Cobre (Cochilco), el consumo de energía eléctrica en minería subió un 2,1% con respecto al año anterior o un 1% si es que se considera el consumo de combustible.

¿La razón? El envejecimiento de yacimientos, un cambio en el mix productivo más intensivo en electricidad y el uso de procesos como la desalación para hacer frente a la crisis hídrica que viven las zonas donde operan los yacimientos mineros.

En concreto, el estudio de la institución -que abarca el información de empresa que representan el 98% de la producción de cobre de Chile 2015- indica que la minería del cobre consumió un total de 85.019 terajoules (TJ) en energía eléctrica, lo que significa un incremento de un 2,1% con respecto del consumo de 2014 y un aumento de 80% desde 2001.

“El aumento en el consumo de electricidad viene dado principalmente por el aumento marginal en el consumo de las operaciones existentes, así como también por el aumento de capacidad de procesamiento de concentración a nivel nacional y de la inclusión en Servicios de la energía eléctrica utilizada para plantas desalinizadoras e impulsión de agua de mar directa o desalinizada a las faenas”, se explica.

En el desglose, la concentradora fue el proceso que más demandó energía con 52% del total, lo que se explica por el incremento en el mineral procesado en las plantas; le sigue la lixiviación con 24% y los servicios con un 8%. Este último con un importante incremento del 54% respecto a 2014.

“Desde el año 2012 se incluye en la encuesta de consumo energético el ítem de consumo eléctrico en plantas de desalinización e impulsión de agua de mar (ya sea directa o desalinizada), lo cual explica el incremento del consumo eléctrico en servicios”.

El crecimiento se da pese a los esfuerzos de las grandes mineras por reducir sus costos y aplicar mecanismos de eficiencia energética a sus procesos, pero no se explica por ineficiencia en las operaciones.

Sin embargo, este no fue el caso del consumo de energía en base a combustible -que incluye Diésel, Enap 6 y Gas Natural-, el cual cayó un marginal 0,5% en 2015 en relación con el año anterior. Lo anterior pese a factores como la disminución de las leyes de mineral y al envejecimiento de las minas explotadas lo que implica por ejemplo mayores distancias de acarreo de la flota de camiones, el aumento de material movido.

Con todo, y considerando ambos tipos de energía, para una producción de 5.764 miles de toneladas de cobre fino contenido -que significa un crcimiento de 0,3% en relación con 2014-, la industria minera del cobre tuvo un consumo total de energía de 163.063 TJ, lo que representa un 12% del total de energía consumida en el país y un crecimiento de 1% en relación con el año anterior.

La tendencia futura. Desde Cochilco estiman que en el futuro se requerirá más energía para producir la misma cantidad de cobre fino como consecuencia del envejecimiento de los yacimientos, y el uso de nuevos procesos productivos -como la incorporación de planta desalinizadora- debido a restricciones en materia hídrica.

A esto se suma el cambio en el mix de productos comerciales del cobre, con tendencia a una mayor producción de concentrados de cobre, debido a que los minerales lixiviables de superficie se están agotando.

Sin embargo, el panorama energético podría no verse tan gris, ya que se estima que la mayor construcción de proyectos y la interconexión del sistema interconectado Central (SIC) con el Norte Grande (SING) empuje a la baja los precios.

Pero Cochilco advierte: “Igualmente constituye un desafío para la minería del cobre poder mantener y/o reducir su consumo unitario de energía en el tiempo, por ello es importante que la industria minera del cobre siga incrementando la eficiencia energética en aquellas faenas que ya han comenzado en esta senda y desarrollar esta línea de trabajo en las faenas donde no se ha realizado aún”.

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“Endesa Chile fue notificada esta semana por la SEC, por el cargo relacionado con la operación de su central termoeléctrica GasAtacama y los posibles efectos en el SING. La compañía está revisando los antecedentes y fundamentos del documento, con la finalidad de responder dentro del plazo legal a la SEC”, señaló la firma.

Los cargos a la generadora derivan de la investigación que el regulador llevó adelante, en base a una auditoría realizada por el coordinador de las eléctricas que operan en el Norte Grande que detectó la sobreestimación de los parámetros de mínimo técnico y tiempo mínimo de operación, lo que habría derivado en sobrecostos para el sistema valorados en unos US$ 260 millones entre 2011 y octubre del año pasado.

Según señaló el titular de la SEC, Luis Ávila, el incumplimiento es de carácter “grave”, pues habría afectado a clientes libres, principalmente mineras e industrias, y a otros generadores.

Endesa sostuvo que los parámetros cuestionados son determinados por el fabricante de los equipos. “Toda esta información ha sido siempre entregada a la autoridad, bajo la perspectiva de la seguridad, cuidado de los activos y, sobre todo, bajo las restricciones ambientales que se deben ver reflejadas en la operación de la planta. En esta línea, la operación de GasAtacama cumple con toda la normativa técnica y ambiental, y su estructura de operación se ajusta a las variables de mercado”, señaló Endesa consultada por el tema.

En octubre pasado, y tras conocerse la auditoría realizada por el CDEC-SING, Endesa modificó los mencionados parámetros.

Entre las generadoras, las principales afectadas por esta operación habrían sido las firmas ERNC, ya que las diferencias en el costo marginal producidas por el despacho forzado de la central, que opera como respaldo en este sistema, habría desplazado generación más barata, produciendo perjuicios económicos a aquellos que por este motivo no lograron colocar su energía en el mercado.

Según comentan fuentes del sector, en una primera instancia las empresas afectadas podrían recurrir al Panel de Expertos para solicitar reliquidaciones, aunque no se descarta que acudan a la justicia.

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Se trata de Las Arcillas, central de ciclo combinado que tendría un costo de US$450 millones, con una capacidad máxima nominal de 480 MW y que se ubicará en la comuna de Pemuco, Provincia de Ñuble, región del Biobío.

Según indicaron desde la empresa, la locación fue elegida considerando los atributos económicos de la zona, e incidió su baja densidad poblacional y su proximidad a líneas de transmisión, además de la infraestructura ya instalada de Gasoducto del Pacífico.

Las Arcillas se encuentra actualmente en una etapa preliminar de desarrollo, que incluye una temprana socialización con las comunidades aledañas, y un estado preliminar de diseño del proyecto.

“Hace un par de meses comenzamos los primeros acercamientos con la comunidad para contarles sobre nuestra empresa y nuestra idea de desarrollar un proyecto en la comuna. Durante este tiempo un equipo transversal e interdisciplinario de la compañía, liderada por la gerencia Corporativa de Desarrollo, ha estado en permanente contacto con distintos sectores de la comunidad para conocer las expectativas y preocupaciones del entorno e incorporarlas al diseño del proyecto antes de su ingreso al Sistema de Evaluación Ambiental. La fecha de ingreso aún no está definida. Nuestro compromiso es que el proyecto se desarrolle dialogando con las comunidades y autoridades locales”, indicaron de manera oficial desde la empresa.

Aunque la fecha para el ingreso de un estudio de impacto ambiental (EIA) no está definido, sí se estima que se concretará a mediados de 2016. El giro de E-CL hacia el sur del país, se enmarca en el nuevo mandato de su matriz Engie, quien a mediados de 2015 informó su renuncia a la tecnología en base a carbón. Por ello, E-CL ha optado por diversificar su matriz, potenciando las centrales a gas y las energías renovables no convencionales y las hidroeléctricas. Para este último, incluso crearon una división especial.

Lo anterior fue corroborado en la memoria correspondiente al año 2015.

“Como parte del nuevo mercado eléctrico del que formará cuando inyecte energía al SIC a partir de 2018, E-CL explora alternativas para desarrollar el potencial de mini hidro en la zona centro sur de Chile y alternativas para desarrollar centrales a gas natural en la misma zona. Esta nueva orientación está en línea con la decisión de la empresa controladora Engie, que anunció que privilegiará el desarrollo de proyectos a gas o de energía renovable. Esta visión está acorde a nuevos tiempos, donde el éxito de las iniciativas de energía está centrado en una correcta armonía entre las variables económicas, ambientales y sociales”, se indica.

E-CL tiene actualmente una cartera de activos que consiste en 18 plantas termoeléctricas, una planta solar y una central hidroeléctrica, todos ubicados en el Norte Grande.

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“Entre el 12 y el 26 de febrero se entregó energía por un total de 37.200 MWh, aproximadamente un 5% del total producido en el Norte Grande”, informó el director ejecutivo del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), Daniel Salazar.

El titular del organismo que coordina la operación de la red nortina precisó que el sistema trasandino, SADI, recibió en forma continua en promedio 111 MW por hora a través de la línea que una la subestación Andes en Chile y la central Salta en Argentina.

Desde fines de febrero la inyección de energía está paralizada, pero se espera reanudarla en el corto plazo. “Hoy Argentina no está importando energía de ningún país, porque cambiaron sus condiciones internas, la demanda cayó, y además hay algunos refuerzos que están haciendo en su sistema de transmisión”, explicó.

Añadió que ejecutadas estas tareas hay posibilidad de que se abra “otra ventana de oportunidad” para enviar electricidad y aseguró que esto sería altamente posible durante el invierno, cuando el consumo en el país vecino vuelve a dispararse.

Salazar comentó que en esta primera etapa, el transporte de energía se moverá entre 150 MW y 200 MW, pero en un futuro, dada la capacidad de la línea, podría triplicarse sin necesidad de realizar nuevas inversiones.

Negociación a la vista

Dos años tomó elaborar los acuerdos técnicos y políticos que permitieron viabilizar este intercambio energético, pero hacia 2018 los involucrados tendrán que volver a sentarse a negociar.

El acuerdo vigente contiene una cláusula que obliga a revisar el tema una vez que se concrete la interconexión entre los principales sistemas chilenos, el SING y el Interconectado Central (SIC), lo que se estima pasará en el segundo semestre de 2017 o principios de 2018, una vez que la línea de transmisión que hoy construye Transmisora Eléctrica del Norte (TEN) entre en operaciones.

Salazar dijo que los parámetros bajo los cuales se autorizó a AES Gener, propietario de la línea que va a Argentina, a usarla deberán actualizarse ante el nuevo escenario, donde los sistemas estarán unidos y la energía excedente podría, en caso de ser necesario, utilizarse para cubrir la demanda interna.

Hoy el SING cuenta con holgura en su capacidad de generación que puede ser destinada al mercado trasandino, pero una vez unidos los sistemas, se deberá analizar si esa capacidad excedentaria cubirá de manera eficiente las necesidades del país.

“Con la actual cartera de proyectos estos excedentes son seguros, pero ¿Cuándo tengamos el sistema nacional, vamos a tener esos excedentes? Hay que actualizar las proyecciones al 2018 y ahí sabremos con certeza nuestra condición excedentaria”, dijo.

Hoy en estos dos sistemas hay 5.300 MW en construcción, los que entrarían hacia 2018.

Salazar sostuvo que en ese caso, lo importante es asegurar la seguridad del suministro interno, así como los efectos en los precios locales, y el carácter de interrumpible de ese suministro, cuestiones que estarán sobre la mesa al momento de volver a negociar el acuerdo con los vecinos.

Transelec se adjudica refuerzos a interconexión

En una cerrada disputa, donde participaron cuatro consorcios, Transelec, controlada por la canadiense Brookfield Asset Management, se adjudicó las obras que reforzarán la interconexión de los principales sistemas eléctricos del país, el SIC y el SING.

El viernes se abrieron las ofertas económicas, en el marco de la licitación internacional, y a ella llegaron además de Transelec el consorcio Saesa-Chilquinta y las europeas Red Eléctrica Internacional-Cobra y Ferrovial Transco Chile-Terna.

La española Red Electrica ya ingresó al mercado local tras la adquisición del 50% de TEN, propiedad de E-CL, firma que impulsó la línea que interconectará los sistemas.

Las obras adjudicadas fueron nueva línea 2×500 kV 1500 MW entre S/E Los Changos y S/E Nueva Crucero-Encuentro; bancos de autotransformadores 2×750 MVA 500/220 kV en S/E Nueva Crucero-Encuentro; banco de autotransformadores 750 MVA 500/220 kV en S/E Los Changos, y nueva línea 2×220 kV 1500 MW entre S/E Los Changos y S/E Kapatur.

En total, y según el plan de expansión troncal de la CNE, la inversión estimada para estas obras alcanza a unos US$ 174 millones.

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Según datos del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central (CDEC-SIC), entre el 1 y el 31 de enero de 2016 se generaron 2.183 gigawatts hora (GWh) con agua, mientras en el mismo período de 2015 solo se alcanzaron los 1.970 GWh, lo que refleja un alza de 10,8%. En tanto, contrario a lo registrado el año pasado, la generación por este tipo de fuente limpia superó a la termoeléctrica -carbón o gas- que alcanzó los 2.112 GWh, menor a los 2.431 GWh producidos por esa fuente en enero de 2015.

María Isabel González, gerenta general de Energética, reconoce que este año hay una mejor hidrología que en 2015, «pese a que el año en curso -entre abril de 2015 y marzo de este año- es relativamente seco, con 79% de probabilidad de excedencia, lo que significa que el 79% de los años entre los años hidrológicos 1960-1961 y el 2015-2016 son más húmedos que este último». Aún así, señala que hubo lluvias tardías que aún tienen efecto en el sistema eléctrico.

Por su parte, Francisco Aguirre Leo, director ejecutivo de Electroconsultores, asegura que las lluvias que se han presentado desde abril del año pasado hasta ahora permitieron generar más hidroelectricidad en invierno, lo que, junto con los deshielos de fin de año, mejoró el aporte al sistema de este tipo de fuente. Agrega que esto, sumado a los nuevos proyectos de Energía Renovable No Convencional (ERNC), redujo naturalmente el aporte termoeléctrico.

Sin embargo, el experto advierte que el consumo eléctrico del SIC fue prácticamente nulo en el último año, pero destaca que el crecimiento positivo registrado en el SING -fundamentalmente por la minería- hizo que el crecimiento de la demanda total del sistema fuese levemente positivo.

Costos marginales a la baja

Los costos marginales -precio promedio de la energía generada por la central más cara que entra al sistema y que marca las transacciones en el mercado spot – registraron una caída drástica el año pasado. De hecho, cerraron 2015 con el nivel más bajo en una década, finalizando en torno a los US$ 89 por MWh, una baja de 31% respecto de 2014.

Lo anterior se explica por distintos factores, pero principalmente por el aumento de las lluvias -tras muchos años de sequía-, lo que permitió un incremento de la generación hidroeléctrica, y también por la baja en los precios de los combustibles fósiles, que hizo posible que las centrales tanto de carbón como de gas natural fueran las más caras operando. Es decir, con la baja de precios, aquellas centrales diésel, que son las más costosas, salieron del sistema.

Con todo, los costos marginales no influyen en las cuentas de los clientes regulados -hogares, comercio y pequeñas y medianas empresas-, sino en los grandes consumidores que tienen contratos indexados a los costos marginales. De esta manera, una baja en estos costos abarata la operación de empresas de diversos rubros, entre otros el minero, que hoy enfrenta un ciclo de precios bajos del cobre y altos costos de producción impulsados tanto por la fuerza laboral, las dificultades propias del rubro, la escasez de agua y los precios de la electricidad.

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El costo marginal (CMg) de la energía del SING para el año 2015, presentó una disminución del 25% en relación al mismo indicador del año 2014, situándose en un valor promedio cercano a los 57 USD/MWh.

El Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande (CDEC-SING) es el organismo encargado de coordinar la operación de las instalaciones eléctricas del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), que se extiende entre Arica y Parinacota, Tarapacá y Antofagasta, Decimoquinta, Primera y Segunda regiones de Chile.

Aproximadamente, el 90% de los consumidores del SING corresponden a grandes consumidores mineros e industriales, mientras que el resto del consumo, está concentrado en las empresas de distribución que abastecen a los clientes regulados, que representan aproximadamente el 6,1% del total de población nacional.

El SING es el principal soporte de la gran minería del país, sector que representa casi el 15% del PIB nacional.

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Luego de una serie de denuncias contra la central, el 27 de octubre el CDEC-SING le presentó a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) el resultado del informe de auditoría respecto de GasAtacama que había solicitado el directorio. Allí se demuestra que los mínimos técnicos y los tiempos mínimos de operación son sustancialmente menores a los informados por la empresa, lo que habría afectado el despacho de las centrales más eficientes y de menores costos, perjudicando con ello a los clientes y al sistema.

En otras palabras, GasAtacama habría declarado un mínimo superior al real y, con ello, habría elevado los tiempos de partida y detención, con lo que se habría colocado en posición de no ser llamada a operar para responder a las variaciones del sistema, causados ya sea por cambios en la demanda o también por la generación que proviene de centrales eólicas y solares, principalmente. De esta manera, el CDEC-SING habría activado unidades diésel de mayor costo de operación, lo que eleva los costos marginales del sistema.

La SEC está hoy investigando el caso.

Larga data

El 28 de octubre, la SEC ofició al CDEC-SING para que este le informara desde cuándo esta central había estado operando con información incorrecta, el costo para el sistema y quiénes podrían verse afectados.

Ante esto, el 13 de noviembre ese organismo respondió que la operación de GasAtacama se realizó con los parámetros incorrectos desde 1998, cuando inició su operación. El costo solo para los últimos tres años sería entre US$ 115 millones y US$ 120 millones. El CDEC añadió que para identificar a los afectados habría que observar la situación contractual de los clientes.

El organismo agregó que conceptos como el mínimo técnico y el tiempo de partida en el que empiezan a despachar las centrales se volvieron fundamentales luego que se profundizaran los cortes de gas de Argentina -al menos en 2007-, por lo que puede extrapolarse que el costo que han pagado los usuarios por la información incorrecta entregada por la central de Endesa es de más de US$ 360 millones.

Las empresas mineras, además de los sobrecostos por esta información incorrecta que habría proporcionado Endesa, habrían enfrentado otros costos: en 2007, 13 empresas habrían realizado un salvataje a GasAtacama por el corte de gas argentino, con lo que enfrentaron costos por US$ 280 millones. Esto formaría parte de los US$ 500 millones calculados por las firmas.

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En la nota publicada por la entidad se señala que el estudio contempló la ejecución de una serie de etapas, dentro de las cuales se encuentra una revisión de las metodologías utilizadas a nivel internacional para la estimación de demanda eléctrica, la elección de una metodología para el desarrollo de las estimaciones y su posterior implementación. Adicionalmente se consideró una extensión del horizonte de proyección hasta 2050, de carácter referencial.

Los datos utilizados para la elaboración del estudio corresponden a información proporcionada por el CDEC SIC a la empresa consultora Quiroz & Asociados, así como también a información pública de organismos especializados, tales como el Fondo Monetario Internacional, Cepal, e INE, entre otros.

Según el informe, los principales resultados son que, en promedio, la demanda total alcanzaría tasas de crecimiento del 3,1% anual para 2020, para luego decaer hasta un 1,8% el año 20135, alcanzando un total de 108.918 GWh para ese mismo año, lo cual constituye un aumento de consumo eléctrico entre Arica y Chiloé del orden de 65% para los próximos 20 años.

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Este fue uno de los análisis que marcó la presentación de Andrés Romero, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE) en el marco de la XIII versión del ForoSING, que abordó el tema “De la Interconexión al Sistema Eléctrico Nacional”.

En su presentación, el ejecutivo planteó la necesidad de nuevos cambios regulatorios en torno a la interconexión SING SIC, a través de un nuevo operador, que permita mejorar el sistema con una mirada a largo plazo (30 años), en base a nuevos criterios que se traduzcan en menores precios para el cliente final.

“En un mercado competitivo, en el largo plazo, los beneficios de una mejor transmisión son traspasados a los clientes, al conseguir precios más bajos, más confiabilidad y menores impactos medioambientales”, argumentó Romero.

En esta línea el secretario de la Comisión Nacional de Energía enfatizó el nuevo rol del Estado en el desarrollo del sistema troncal, donde debe haber una participación de parte de la entidad pública en la definición de los trazados y emplazamiento de los nuevos sistemas de transmisión. Este desafío incluye aspectos ambientales, territoriales, ciudadanos, técnicos y económicos que se incorporan a través de un nuevo esquema de participación.

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En tanto, el director ejecutivo de CDEC-SING, Daniel Salazar, se refirió a los grandes cambios que contempla el proceso de interconexión del sistema, que proyecta a 2021 contar con una infraestructura definitiva para lograr los niveles de transformación que demanda la industria eléctrica.

Salazar agregó que este proceso contempla la incorporación de cambios tecnológicos, nuevos protocolos y metodologías acorde a los nuevos estándares internacionales. En esta línea existe una cartera de proyectos con 49 iniciativas de proyectos de Energías Renovables No Convencionales y 16 de energía convencional, que en conjunto aportarían 5.200 MW a ambos sistemas. El 70% de estas propuestas se concentran en el norte del país. De ellas un 40%  son de fuente solar y un 16% corresponden a energías térmicas.

Con miras al proceso de transición y transformación, Salazar enfatizó “es necesario definir un proceso seguro que garantice seguridad operacional, para un tránsito exitoso desde los actuales sistemas hasta la conformación del sistema nacional”.

[Revisa en imágenes el ForoSING 2015]

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Con la nueva ley “la demanda se hará cargo del costo de la interconexión de los sistemas eléctricos y hay un desafío como cliente en cómo vamos a firmar contratos de suministro”, expresó el representante de Codelco, quien agregó que frente al proyecto de transmisión se deberá tener una mirada de equilibrio económico para los contratos actualmente vigentes, y en este sentido, deberá haber una correcta transición entre contratos vigentes y futuros.

Danitz reconoció que la interconexión “tendrá como efectos inmediatos una disminución de los precios en el SIC y un incremento en el SING para luego llegar a un equilibrio de mercado”.

Post interconexión, detalló el ejecutivo, los clientes verán complementariedad de las reservas hidro-térmicas de ambos sistemas, además se conseguirá mayor seguridad (respaldo cruzado en caso de fallas de centrales o terminales de gas natural licuado) y se plantea una mayor competencia en el segmento de generación.

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