Ley de ERNC lleva a empresas a buscar opciones para impulsar sus proyectos

Chile

Mineras figuran entre las más complicadas con este marco operativo.

1 de Febrero de 2010.- Ingenio. Esa ha sido la consigna que empresas de distintos sectores han desplegado para desarrollar sus proyectos de energía renovable no convencional (ERNC) y validarlos de acuerdo con el marco de la ley que regula este mercado, pese a las rigideces operativas que contiene y que no se superaron en el reglamento, como esperaba el mercado.

La norma ­que fija la obligación para que inicialmente el 5% de la energía que las generadoras comercialicen provenga de fuentes ERNC­ limita la participación de empresas de otros rubros, pues faculta sólo a las eléctricas inscritas en un Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) y que entreguen la energía a través del sistema interconectado, ya sea del Norte Grande (SING) o Central (SIC).

La minería sería la principal afectada, considerando que para reducir su huella de carbono y también sus costos de energía, empresas de este sector han anunciado diversas inversiones en este campo.

"El reglamento podría permitir o señalar quienes no eléctricos, ya sea por tamaño o capacidad instalada, pueden generar y acreditar generación limpia que no sea sólo a través de sus contratos con generadoras", explicó el vicepresidente de la Asociación de Energías Renovables Alternativas (Acera), Juan Ignacio Escobar.

Añadió que "las ERNC están donde quieren estar y si una minera tiene viento, buen sol o agua en su faena, hoy no puede invertir, autoabastecerse en parte y acreditarlo como energía renovable. Si quiere hacerlo está obligada a darse una tremenda vuelta para cumplir lo que fija la ley, lo que le resta atractivo".

Ajustes y adecuaciones

Para sortear esta situación y poder avanzar pese a estas trabas, las empresas que no cumplen los requisitos citados directamente han tenido que inventar, como relató el director ejecutivo de Electroconsultores, Francisco Aguirre, que ha encabezado varios de estos procesos.

La solución más simple es que la empresa no eléctrica que tiene un proyecto se lo traspase a una generadora. Claro que aquí el problema es que la minera, por ejemplo, pierde la titularidad lo que es complejo si entre sus intereses figura mostrar un sello verde o también si quiere transar bonos de carbono.

Aquí la opción que se abre, señaló Aguirre, es que en conjunto las mineras creen una generadora y la inscriban en el CDEC, el organismo que coordina la operación del sistema, mientras que para cumplir la exigencia de estar conectada a un sistema, podrían construir líneas hasta las subestaciones ­que traen la energía del troncal­ para conectar estos proyectos ERNC, pero sin que estos inyecten, pues serán de autoabastecimiento.

Una tercera fórmula es vía contrato. En ellos los clientes libres pueden comprar la energía de un proyecto de un productor no eléctrico y obligar a la generadora que los abastece para que acredite su obligación del 5% con esa energía.

La variable costo

Esta última opción surgió luego que amparadas por la exclusividad que les da la normativa, las generadoras trataron de incluir en sus contratos cláusulas en las que traspasaban el mayor costo de ERNC que ellos asumieran para cumplir la ley.

Ello permitía que las eléctricas optaran por cualquier fuente de energía sin importar su costo, lo que motivó a las empresas de asesoría a incluir que la multa de 0,6 UTM por MWh no acreditado sea el precio máximo a pagar en los contratos.

El hoy gerente general de Edelnor, Lodewijk Verdeyen, ratificó recientemente esta versión y agregó que ello restará opciones para el desarrollo de proyectos ERNC en el norte, pues son más caros que la multa, lo que concentra en el SIC el desarrollo de estas inversiones (DF).

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