Alto costo atentó contra primer proyecto geotérmico en Biobío

Carmen Gloria Sandoval, Diario El Sur.-

El alto costo de la inversión y la gradual baja que están registrando los precios de la energía por el ingreso masivo de nuevos actores al mercado, principalmente desarrolladores de Energías Renovables No Convencionales (Ernc), hicieron retroceder al primer proyecto geotérmico del sur de Chile, ubicado en el límite de las regiones de Biobío y La Araucanía. El revés fue para de la empresa MRP Geotermia Chile Ltda., filial de la eléctrica Mighty River Power de Nueva Zelandia, que a mediados de marzo decidió retirar sus instalaciones desde la zona de exploración en la que trabajaba, situada al noroeste del inactivo volcán Tolhuaca, que comparten las comunas de Quilaco y Curacautín. La inversión, superior a los US$ 400 millones, buscaba iniciar la generación de electricidad a partir del año 2019. La central tendría una capacidad de 70 MW de potencia instalada y dado su alto factor de planta (95% aproximado), generaría unos 535 GWh al año.

DOBLE INVERSIÓN

Gonzalo Asencio, gerente general de la consultora ambiental Gisma, explica que en el contexto de las Ernc, una de las que tiene mayor potencial en Chile es la energía geotérmica, principalmente porque el país se ubica en el llamado “cinturón de fuego del Pacífico” que incluye más de tres mil volcanes. Pero hasta ahora localmente no ha mostrado el mismo desarrollo que otras Ernc como la solar o la eólica. “Al comparar iniciativas que hoy están más avanzadas y cuentan con la Resolución de Calificación Ambiental (RCA), han debido invertir el doble por MW respecto de opciones como la energía solar”, detalla Asencio. Agrega que la insuficiente información que aún existe sobre las zonas con mejores condiciones para instalar centrales geotérmicas, lo cual también dificulta la toma de decisiones de los inversionistas. Según el Centro de Excelencia en Geotermia de Los Andes (Cega), estudios geológicos en la zona norte y centro-sur del país han permitido calcular en el escenario más optimista un potencial geotermal teórico aproximado de hasta 16.000 MW. El Proyecto HidroAysén aportaría 2.750 MW. Lo más concreto por estos días es el Proyecto cerro Pabellón, en la II Región, comuna de Ollagüe, que lleva a adelante Geotérmica del Norte S.A. (GDN), propiedad de Enel Green Power (51%) y ENAP (49%), y que será la primera central geotérmica de Sudamérica. Se compone de dos unidades de 24 MW con una capacidad instalada total bruta de 48 MW. Una vez en operación, Cerro Pabellón producirá cerca de 340 GWh al año que se inyectarán al Sistema Interconectado del Norte Grande (Sing). La iniciativa demandó una inversión de US$ 320 millones y su puesta en marcha está prevista para el primer semestre de 2017. Gonzalo Asencio recuerda que desde que el año 2000 se promulgó la Ley N°19.657 sobre Concesiones de Energía Geotérmica-que se actualizó a marzo de 2013 por Decreto 114- se ha avanzado lento en exploración y en algunos proyectos. El año pasado, el Ministerio de Energía entregó 75 concesiones de exploración y 8 de explotación, según Sernageomin. Y se han otorgado Resoluciones de Calificación Ambiental (RCA) a proyectos en las regiones de Antofagasta y el Biobío.

AVANZAR MÁS RÁPIDO

A pesar de las aparentes ventajas de Chile como potencial generador de energía geotérmica, que este tipo de energía gane más terreno en los próximos años dependerá, en gran medida, de que los inversionistas tengan mayor claridad de información y perciban las inversiones como menos riesgosas, debido al alto costo de la exploración. En ese sentido, señala Asencio, será una gran contribución la labor del Sernageomin está desarrollando en la confección de mapas regionales de recursos geotérmicos. “Ya publicó el de la Región de Los Lagos y actualmente trabaja en las regiones de Los Ríos y Araucanía. Asimismo, se requiere mayor socialización del potencial y características de esta tecnología con la comunidad”, advierte el experto. Al respecto, desde el Ministerio de Energía destacan que la geotermia es una fuente energética probada, con más de 100 años de desarrollo en el mundo. Tiene enormes virtudes, aparte de ser renovable. Tiene un altísimo factor de planta, cercano al 90%, y no es vulnerable a variaciones climáticas. Se puede aplicar tanto en generación de electricidad como en usos térmicos para calefacción de edificios, invernaderos, usos industriales productivos, secado de madera, pisciculturas, entre otros.

APOYO FINANCIERO

Como mecanismos de apoyo financiero al desarrollo de estos proyectos, está operativo el Mecanismo de Mitigación de Riesgo Geotérmico (MiRiG), financiado por la cooperación internacional (Clean Techonology Fund) a Chile y operado por el BID. Este permite cubrir el riesgo del fracaso en la perforación de pozos. Dos concesionarios tienen negociación avanzada con BID, y durante 2016 deberían concretarse las operaciones relacionadas. Además, se aumentó en US$ 25 millones los recursos por solicitud a Minenergia para cubrir más proyectos (total US$ 72 millones). Otro instrumento es promovido por el banco Alemán KfW, y tendrá cobertura en toda LAC. Este instrumento estaría operativo en 2017. Lo administrará KfW con CAF. La seremi de Energía, Carola Venegas, precisó que en la licitación a empresas de distribución a adjudicarse en 2016, sin perjuicio de las opciones comunes a todos los oferentes en la licitación, se estableció la opción para proyectos geotérmicos que cuentan con al menos un pozo puedan postergar o dar término anticipado del contrato en caso de fracaso de la exploración. “De esta forma los proyectos geotérmicos podrían acceder a contratos de largo plazo y a mejorar el acceso a financiamiento”.

CLARIDAD REGULATORIA

Se perfeccionó el Reglamento de la Ley de Concesiones de Energía Geotérmica, clarificando las condiciones que permiten optar a concesiones de exploración a una de explotación, y dotando de las herramientas que permitan una mejor consideración de las características territoriales en las actividades autorizadas en esas concesiones. Además, en 2015 culminó la tramitación del stock de solicitudes de exploración acumuladas entre los años 2009 y 2013 (un total de 69), se resolvieron las solicitudes de explotación que contaban con la información necesaria para ello, y se están realizando procesos de consulta indígena para ocho concesiones de explotación.