Informe Técnico

POTENCIAL DESARROLLO

Geotermia:

Más de 43.000 hectáreas tienen vigentes sus concesiones de explotación

Zona cercana a la explotación geotérmica de Cerro Pabellón.

Desde este año el Ministerio de Energía implementó una plataforma digital, con acceso de clave única, para realizar estas solicitudes, incluyendo las de exploración. Además, Sernageomin destaca avances en proyectos de pequeña escala en la zona sur del país.

SIETE SON LAS CONCESIONES de explotación de energía geotérmica vigentes en el territorio nacional, las cuales suman más de 43.000 hectáreas, distribuidas en seis regiones, donde la que concentra la mayor cantidad de terrenos es Antofagasta, con cuatro de estas iniciativas, según indican los datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE).

De acuerdo con lo indicado por el Ministerio de Energía, una concesión geotérmica de explotación “es aquella que confiere el derecho a utilizar y aprovechar la energía geotérmica que exista dentro de sus límites, incluyendo la realización de actividades de perforación, construcción, puesta en marcha y operación de una central geotérmica”. El período de vigencia de esta concesión tendrá una duración indefinida.

Por otro lado, la CNE actualmente no registra concesiones de exploración vigentes, las cuales tienen una duración de dos años, contados desde la fecha en que haya entrado en vigencia el decreto de concesión. No obstante, el concesionario, antes de los últimos seis meses del vencimiento de ésta, podrá solicitar al Ministerio de Energía, por una sola vez, su prórroga por un período de dos años, toda vez que la concesionaria de cumplimiento a lo requisitos establecidos en la Ley y su Reglamento.

Vigentes

En la provincia del Loa se registra la mayor cantidad de concesiones, que comprenden un total de 12.380 hectáreas, que se distribuyen en 8.100 hectáreas en la comuna de Ollagüe, 1.280 hectáreas en la comuna de Calama y otras 3.000 hectáreas que se emplazan en las comunas de Calama y San Pedro de Atacama.

Todas estas concesiones están en manos de la sociedad Geotérmica del Norte S.A., perteneciente a la sociedad entre Enel Green Power Chile y Enap, que actualmente operan la única central de geotermia del país: Cerro Pabellón, de 50 MW de capacidad instalada, ubicada en la comuna de Ollagüe.

También se anota una concesión interregional (Tarapacá-Antofagasta) de 2.500 hectáreas en las comunas de Pica-Ollagüe, cuyo titular es la Compañía Minera Inés de Collahuasi.

Más al sur se encuentran otras dos concesiones de explotación en la Región del Maule, específicamente en las comunas de San Clemente-Colbún, una de las cuales está a cargo de la Compañía de Energía Limitada Enerco, por 4.000 hectáreas, mientras que la otra la tiene la Compañía de Energía SPA por 16.000 hectáreas.

En la Región de O’Higgins, en la comuna de San Fernando, se encuentra otra concesión, de 6.175 hectáreas, cuyo titular es Energía Andina, en tanto que la última pertenece a Transmark Chile en las regiones de Biobío y La Araucanía, en las comunas de Quilaco-Curacautín, por 2.250 hectáreas.

Plataforma online

Desde mayo de este año las solicitudes de exploración y explotación geotérmicas se pueden realizan online con una plataforma disponible en Chile Atiende, luego de que el Ministerio de Energía aprobó la modificación al reglamento de la Ley 19.657, sobre concesiones de energía geotérmica.

El decreto de la cartera indica el objetivo de los cambios es “hacer más expedita y accesible, para todas aquellas personas interesadas, la presentación y seguimiento de la tramitación de dichas solicitudes de concesión”.

Foto: Gentileza Enel Green Power Chile.

Central geotérmica Cerro Pabellón, cuyo propietario es la sociedad Geotérmica del Norte, la cual tiene otras tres concesiones en la región de Antofagasta. tudes de concesión de energía es accesible a través del mecanismo de “Clave Única”, implementado para la identificación de los interesados en “realizar trámites ante la Administración del Estado”.

Sernageomin

Además de esta plataforma digital, existen otras iniciativas para fomentar el desarrollo de esta tecnología, como lo indica Alejandro Cecioni, subdirector nacional de Geología del Servicio Nacional de Geología y Minería (Sernageomin): “Uno de los proyectos con más repercusión a nivel local fue la implementación de un sistema de calefacción y refrigeración utilizando recursos geotérmicos de muy baja temperatura en el jardín infantil y sala cuna Suyai, en San José de La Mariquina, en la Región de Los Ríos”.

“Este sistema de energías renovables, de bajo costo operativo, cumple con los estándares de climatización – calefacción y refrigeración- definidos para el recinto donde opera el Jardín y sala cuna Suyai y constituye un proyecto piloto demostrativo de uso de la energía geotérmica de baja entalpía”, precisa el personero.

A ello se suma la realización del Informe Registrado IR-19-75 “Favorabilidad geotérmica en la cordillera Principal de la Región de La Araucanía”, que permitió definir la existencia de cinco zonas de interés en base a sus características favorables como sistemas geotermales de mediana a alta entalpía. “Lo anterior, permitió identificar y continuar con el estudio de detalle de una de las zonas de interés identificada en la región, específicamente en el área de Pelehue”, destaca Cecioni.

JOSÉ MANUEL CONTARDO

Apemec y GNL Inflexible:

“No vemos en la propuesta una mejora a la situación actual”

El nuevo presidente de la asociación gremial de los pequeños y medianos generadores hidráulicos enumera los principales aspectos regulatorios que preocupan al sector, entre los cuales también está la discusión constitucional y los cambios al Código de Aguas.

JOSÉ MANUEL CONTARDO ASUMIÓ la presidencia del directorio de la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec) en medio de la discusión sobre la figura del Gas Inflexible en la operación del sistema eléctrico local y el impacto que tiene para los desarrolladores renovables.

Como gerente de Negocios de Hidromaule ha liderado la ofensiva para cambiar esta situación, la cual ha expuesto en el Congreso y en la mesa de trabajo de la CNE para modificar la Norma Técnica sobre despacho de centrales GNL, donde se encuentra la cuestionada figura de inflexibilidad.

En conversación con ELECTRICIDAD profundiza este tema, además de mencionar otros aspectos regulatorios que son relevantes para el quehacer de la industria mini hidro.

Gestión

¿Cuáles son los principales focos que espera dar a su gestión en la presidencia de Apemec?

La Asociación ha evolucionado desde un rol principalmente centrado en el fomento al desarrollo de la energía hidroeléctrica, a un rol cada vez más activo en las discusiones de política pública en materia de mercado eléctrico. Tenemos un enorme desafío como país para llegar a una matriz 100% renovable y aspiro poder encontrar puntos en común con las otras asociaciones de energías renovables, a fin de tener una agenda compartida en temas regulatorios. Para ello, los principales focos que vemos desde Apemec apuntan a la eficiencia económica, la certeza jurídica y la libre competencia, elementos que creemos son esenciales para un desarrollo sano, sustentable y sostenible del sector.

¿Cómo evalúa la situación actual del sector mini hidro?

Hoy existen 597 MW en operaciones provenientes de centrales hidráulicas menores a 20 MW y existen otros 750 MW adicionales esperando poder concretarse y que cuentan con aprobación ambiental.

En los últimos cinco años las tecnologías renovables variables que generan en base al sol y el viento han logrado irrumpir con costos muy competitivos al mercado de la energía, generado un cambio importante no solo en Chile, sino que a nivel mundial. Esto impone desafíos relevantes a la inversión mini hidro, cuyos costos de inversión son elevados. Sin embargo, a futuro siguen existiendo buenas oportunidades para la generación hidroeléctrica en una matriz menos carbonizada y en la medida que la remuneración de los servicios como potencia y servicios complementarios reconozcan algunas características más estables de los aportes hidroeléctricos con respecto a las tecnologías variables, donde estas últimas, a diferencia de las hidroeléctricas, requerirán un complemento de inversión en almacenamiento cada vez más importante en el sistema.

Discusión regulatoria

¿Cuáles son las principales inquietudes regulatorias que ve para esta industria?

Enfrentamos dos enormes desafíos paralelos. Esperamos que en materia constitucional se pueda dar una discusión seria y fundada sobre el aporte de la hidroelectricidad al desarrollo del país, entendiendo que se trata de una industria renovable, cuyo principal insumo para la generación -el derecho de aprovechamiento de agua no consuntivo- requiere de una regulación que dé certezas mínimas que permitan desarrollar y viabilizar inversiones intensivas en capital y de largo plazo.

Respecto a la reforma actual al Código de Aguas, se valora que el proyecto tenga por objetivos priorizar el consumo humano y controlar la especulación. Nos preocupa que incorpore disposiciones que puedan traer consecuencias sobre las actuales iniciativas en funcionamiento, dada la indeterminación y amplitud de algunos conceptos donde se podría limitar administrativamente por la DGA el ejercicio de los derechos ya otorgados.

A parte de la discusión sobre el agua, en el mercado eléctrico existen varios aspectos regulatorios que nos interesa abordar. Entre ellos está el mercado de potencia, la flexibilidad, los servicios complementarios, las operaciones a mínimo técnico, la regulación del precio estabilizado, la transmisión y, por cierto, lo que siga de la discusión del GNL inflexible.

¿Qué salida ve Apemec en este último tema?

Dentro del proceso de Consulta Pública de la propuesta de cambio de norma por parte de la CNE, como Apemec propu-

simos una solución alternativa y provisoria, que es permitir el despacho forzado del GNL, limitándolo a 5% del volumen declarado en el ADP, de manera de garantizar la excepcionalidad que debe imperar en este tipo de operaciones, pero que dicho despacho sea al costo variable real del combustible, de manera que, cuando ocurra, marque precio para efectos del cálculo de costos marginales del sistema. Si bien es una propuesta bien distinta a lo planteado por la CNE, creemos que tiene varias ventajas concretas. Entre ellas, resuelve el problema logístico que aqueja a los generadores GNL, garantiza la excepcionalidad, no distorsiona los precios de la energía, es simple de implementar, no requiere de modelos complejos, realinea los incentivos para promover en los

Echamos de menos, sin embargo, un rol más público y activo por parte de la Unidad de Monitoreo de la Competencia del Coordinador, que poco se ha escuchado en esta materia”.

mismos usuarios del gas una gestión eficiente en la contratación del GNL y la eventual ampliación de infraestructura, incentivos que hoy no existen, en gran medida, gracias a la definición actual de la inflexibilidad y a la socialización de sus efectos.

¿Cómo ha sido el impacto del GNL inflexible para la generación de medianas y pequeñas hidroeléctricas?

Las centrales renovables, independiente si son o no hidroeléctricas, tienen una producción estacional que les obliga a mantener una proporción relevante de su energía en el mercado spot. Ningún generador renovable desconoce los riesgos del mercado spot, pues son las reglas establecidas en la legislación eléctrica. Sin embargo, cuando se alternan los principios de la ley, otorgando una prioridad artificial a una tecnología termoeléctrica como es el GNL, que beneficia a un puñado de generadores que cuentan con centrales a gas, se generan impactos relevantes a generadores renovables, tanto presentes en el mercado como futuros. Entre 2019 y 2020 un estudio desarrollado por el académico Cristian Muñoz demostró un impacto por la inflexibilidad de cerca de US$100 millones en las transferencias del mercado spot. Para el largo plazo, otro estudio desarrollado por el académico Ignacio Alarcón, demuestra diversos impactos al 2034, entre los que destacan menores inversiones en renovables y almacenamiento del orden de 1500 MW (US$ 950 millones), mayores emisiones de gases de efecto invernadero de 6 millones toneladas de CO2 y un incremento en los costos operacionales del sistema de casi un 39% (US$ 1.400 millones).

Por otra parte, eliminar la inflexibilidad no provocará alzas en las tarifas de los clientes libres o regulados finales, pues estos cuentan con contratos de largo plazo y no están expuestos a las fluctuaciones del mercado spot. Las alzas en el precio spot serán transitorias y favorecerán la incorporación de generación limpia y el almacenamiento.

¿Cree que hay espacio para que la CNE mejore la propuesta de cambio hecha a la NT?

Si bien la CNE ha presentado un buen diagnóstico del problema de la inflexibilidad y la necesidad de su aplicación excepcional, lamentablemente no vemos en la propuesta una mejora a la situación actual, además creemos que importa una mayor complejidad y opacidad en el proceso que, sin duda, dificultará el análisis por parte de los generadores renovables pequeños que se ven afectados.

En paralelo a lo que suceda con la NT, el Coordinador debería continuar sus mejoras en los procesos de revisión y aprobación que aseguren la excepcionalidad de su aplicación. Durante este año hemos visto una creciente y positiva preocupación por parte del Coordinador Eléctrico Nacional para exigir mayores y mejores antecedentes a los declarantes de la inflexibilidad. Echamos de menos, sin embargo, un rol más público y activo por parte de la Unidad de Monitoreo de la Competencia del Coordinador, que poco se ha escuchado en esta materia, en especial siendo un tema que tiene un proceso activo en el TDLC y ha tenido a todo el mercado, las autoridades y al congreso debatiendo al respecto.