febrero 25, 2014 | Industria
(La Segunda) Uno de los primeros problemas que deberá enfrentar el ministro de Hacienda del gobierno de Bachelet, Alberto Arenas, es la escalada que han anotado los precios de las gasolinas.
Y es que antes de que asuma en el cargo ya hay parlamentarios de la Nueva Mayoría que están pidiendo que frente a estas alzas se revise el mecanismo de amortiguación de los precios de los combustibles que creó la actual administración, Sipco, que ha sido cuestionado cada vez que las bencinas registran fuertes alzas, incluso por parlamentarios de la Alianza.
El diputado DC, Pablo Lorenzini , dijo que «una de las primeras medidas que debería tomar la Presidenta Bachelet para beneficiar a la ciudadanía, especialmente en regiones, es modificar el Sipco que no ha funcionado». Pero reconoce que no es un tema fácil, toda vez que «gracias a este mecanismo el fisco recibe cerca de US$2 mil millones por el impuesto específico a los combustibles».
«Es una cifra importante y, por lo tanto, su análisis debería estar incluido dentro de la reforma tributaria que ingresará en las próximas semanas al Parlamento», subrayó.
Rebaja transitoria al impuesto específico
El diputado pedirá a las nuevas autoridades de Hacienda que mientras se tramita la reforma tributaria se aplique una «rebaja transitoria al impuesto específico que permita aliviar la carga que están sufriendo los ciudadanos. Esta rebaja se podría realizar a través de una flexibilización de la banda o una disminución del porcentaje vigente del impuesto especifico».
Lorenzini dijo que están «solicitando una reunión con el nuevo equipo económico en los próximos días para que este sea el primer proyecto ingresado por la nueva administración. Es un proyecto que contará con respaldo de todos los sectores dados los precios vigentes y futuros de las bencinas».
Zaldívar: «Es un tema que discutiremos aprovechando la reforma tributaria»
El senador DC y actual presidente de la Comisión de Hacienda, Andrés Zaldívar, también es partidario de que se revise el Sipco y el impuesto específico a los combustibles.
«Desde un comienzo le advertí al ministro de Hacienda, Felipe Larraín, que el sistema sería absolutamente insuficiente y que había que revisar el tema. Se hizo una revisión, pero fue marginal. Hay que revisar el impuesto a los combustibles y hay que avanzar a un impuesto plano que afecte a todos quienes que consumen petróleo y bencina en forma pareja y que no haya un sector que consume y no paga», afirmó.
Si bien también reconoció la complejidad del tema por el aporte fiscal que genera este tributo, advirtió que este tema se debe revisar, toda vez que además tiene una serie de efectos indirectos, por ejemplo, sobre la medición de inflación.
«El Sipco no es un buen sistema de sustentación del precio del petróleo y distorsiona el IPC», afirmó.
Zaldívar dijo que «este es un tema que vamos a discutir aprovechando la reforma tributaria. Es un asunto que está latente en estos momentos. Pero creo que hay esperar que asuma el gobierno, que en este momento está preocupado de conformar su gabinete».
febrero 21, 2014 | Industria
(La Tercera) Pese a las promesas, los esfuerzos de los distintos gobiernos desde 1990 en adelante por estabilizar los precios de los combustibles han sido en vano. Ayer, las bencinas alcanzaron los $ 1.000 por litro en la zona sur del país, y en promedio se ubicaron en $ 900 por litro en el resto del territorio.
Creado en 1991, el Fondo de Estabilización Precios del Petróleo (Fepp) buscó atenuar el shock de precios del crudo -y su impacto en las gasolinas- tras la Guerra del Golfo. El petróleo saltó de US$ 15 a US$ 44 por barril en pocos meses, y la autoridad entonces decidió aplicar un mecanismo para amortiguar las alzas mediante subsidios fiscales. El crudo WTI, de referencia para Chile, cerró ayer a US$ 102,92 por barril, 39 centavos inferior al día previo y US$ 2,6 sobre el viernes pasado.
El 98% del petróleo que consume el país debe ser comprado en el extranjero, con la consecuente exposición a los vaivenes especulativos y geopolíticos que afectan al hidrocarburo.
El Fepp fue reformado en el 2000 y estuvo vigente hasta 2006. Contemplaba el pago de subsidios si el precio internacional excedía en 12,5% el precio promedio de referencia, lo que suponía atenuaba las variaciones bruscas del crudo. El problema del sistema era que el gobierno de turno debía inyectar fondos al Fepp para que cumpliera su función, afectando las cuentas fiscales.
En 2006 se introdujo el Fepco (Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles), tras agotarse los recursos del Fepp, con una operación similar. El nuevo sistema debió afrontar otro shock de precios en 2008. Debido a la crisis financiera mundial, el crudo escaló a US$ 140 por barril.
Aquí, la estatal Enap también jugó un rol, pues para atenuar las alzas dejó de cobrar los subsidios que le correspondían -según la fórmula del Fepco- y los traspasó a los consumidores. El resultado: la estatal anotó ese año pérdidas históricas por US$ 1.000 millones, que aún la tienen en una situación financiera complicada. La administración de Sebastián Piñera acusó ineficiencia y uso político de los recursos, y se abocó a reformar el sistema, que operó hasta junio de 2010. Según declaró en 2011 Salvador Valdés, asesor del Ministerio de Hacienda, entre 1991 y 2005 estos sistemas tuvieron un costo para el Fisco de US$ 2.344 millones. Entre 2006 y 2009, tal costo habría sumado US$ 1.910 millones.
Ideado por un equipo de asesores de Hacienda, liderados por Valdés, en 2011 se creó el Sipco (Sistema de Protección ante Variaciones de Precios de los Combustibles), el que ya no consideraba un fondo para hacer frente a las alzas, sino que impuestos y subsidios financiados por el Tesoro Público.
En un principio, se esperaba que operara por poco más de un año, ya que en 2012 se ingresaría al Congreso el mecanismo definitivo para terminar con el problema: el Sepco (Seguro de Protección ante Variaciones de Precios de los Combustibles), que sustituiría los aportes del Fisco por los pagos de los seguros contratados en el mercado internacional. Este último aún no logra ver la luz, y luego que Hacienda diera a conocer los borradores de los decretos presidenciales que crean este mecanismo, la decisión final sobre su implementación deberá ser tomada por Bachelet.
El Sipco establece en su operación la aplicación de un impuesto específico variable para la gasolina y el diésel, con una banda superior e inferior de 12,5% sobre el precio de paridad del petróleo en Chile (el que se establece con precios futuros y pasados). Si el precio sube más de 12,5% sobre el promedio establecido, se aplica un gravamen menor que el impuesto específico de 6 UTM por metro cúbico. Por el contrario, si la gasolina baja más de 12,5%, el tributo se incrementa.
La idea tras este mecanismo era reducir la “discrecionalidad” en su operación, pero a poco andar, y debido a fuertes alzas en los precios, la autoridad determinó modificar los parámetros de tiempo para calcular el precio promedio. Los expertos criticaron la poca “operatividad” del sistema y acusaron que ante movimientos bruscos de los precios internacionales, los parámetros del Sipco no alcanzaban a funcionar y sólo a través de cambios legales, el sistema logró suavizar en algo los precios.
En un desayuno con economistas realizado a fines de enero, el ministro de Hacienda, Felipe Larraín, señaló que de las 150 semanas que el sistema tiene de vigencia -desde marzo de 2011-, sólo en 21% de los casos ha entregado subsidios. Asimismo, en este período, el costo fiscal ha sido de unos US$ 45 millones anuales.
febrero 17, 2014 | Industria
(La Tercera) A fines de 2013, el titular de la Fiscalía Nacional Económica (FNE), Felipe Irarrázabal, señaló que uno de los focos de la entidad para este año sería el análisis del mercado eléctrico. Y ya comenzó su trabajo. Fuentes de las eléctricas confirman que la FNE ya ha contactado a algunas de las principales empresas del sector para solicitar información sobre contratos, operaciones y datos de mercado.
Algunas ya han entregado información y otras están a la espera de que el organismo se los solicite.
A fines de enero, la FNE recibió de parte de los economistas Natalia Fabra (Universidad Carlos III), Juan-Pablo Montero (Pontificia Universidad Católica de Chile) y Mar Reguant (Universidad de Stanford) el estudio “La competencia en el mercado eléctrico mayorista en Chile”, encargado por el organismo. Este sugirió de manera expresa iniciar una investigación profunda en el mercado eléctrico. “La evidencia presentada justifica el que se lleve a cabo una petición de datos al sector, con el objetivo de realizar una investigación más profunda sobre los comportamientos de las empresas (especialmente en el mercado de clientes libres) y los efectos que estas prácticas tienen sobre los distintos clientes”, señala el informe.
Asimismo, los expertos estimaron que los altos precios de la energía ya están afectando la competitividad de las empresas, y que luego este fenómeno afectará a las familias, por lo que resulta “urgente” aplicar medidas para paliar esta situación. En este sentido, recomiendan la actuación pronta de las autoridades. “Las autoridades regulatorias y de competencia pueden intervenir en el mercado para mejorar su funcionamiento, sin que para ello sea necesario disponer de evidencia de colusión tácita o explícita”, dice.
Los investigadores realizaron un análisis del mercado mayorista de electricidad, detectando fallas en la competencia -principalmente, en relación con los contratos entre generadoras y grandes consumidores, o clientes libres-, aunque descartaron en un principio que exista colusión entre los principales actores.
Indicaron que la relación entre las generadoras y los clientes libres (aquellos que demandan sobre 200 MW anuales) e industrias, dado el carácter bilateral de las negociaciones, afectaría la posibilidad de las empresas demandantes de energía de lograr mejores precios. En este sentido, señalan que los precios pagados en las licitaciones de contratos para los clientes regulados son unos US$ 50 por MW más bajos que los logrados por los clientes libres o grandes consumidores. Entre los clientes libres, y dependiendo de su tamaño, esta diferencia está en torno a los US$ 22 por MW/h. “La competencia de las empresas en el mercado de clientes libres es incluso más débil que la competencia en las licitaciones”, dice el documento.
Recomendaciones
Entre las recomendaciones, se señala la necesidad de extender el sistema de subastas públicas de energía al mercado de los clientes libres -en especial aquellos de menor tamaño-, lo que agregaría mayor competencia y ayudaría a bajar los precios para las empresas. Hoy, estas licitaciones sólo están disponibles para los clientes regulados, que son abastecidos por las empresas de distribución de energía, y su mecanismo de adjudicación está regulado por la autoridad, que pone condiciones de precio máximo para ello.
Asimismo, dicen que también debería permitirse a las empresas que requieren energía participar directamente del mercado spot -donde se transa la energía a costo marginal todos los días y horas del año-, como forma de reducir las primas por riesgo que éstas pagan en los contratos que firman con las generadoras.
Otra de las posibilidades planteadas es utilizar el modelo brasileño, donde el Estado licita proyectos “llave en mano”, esto es, con todos los permisos y estudios ambientales tramitados y en regla, para fomentar la entrada de nuevos actores, en un mercado altamente concentrado como el chileno.
Hoy, la iniciativa para llevar adelante proyectos de generación eléctrica está en manos de las empresas, las que deciden inversiones, ubicación y tecnología, y en los últimos años se han encontrado con la oposición de las comunidades, dificultando su desarrollo.
febrero 11, 2014 | Industria
La compañía francesa Solairedirect inauguró el primer proyecto de energía fotovoltaica que está conectado al Sistema Interconectado Central (SIC). La inversión fue de US$2,5 millones en una planta que cuenta con 4.200 paneles fotovoltaicos, con una capacidad instalada de 1,26 MW, para abastecer aproximadamente el 30% de las necesidades mensuales de energía de Minera Dayton, ubicada en Andacollo, Región de Coquimbo.
Esta instalación está conectada directamente al sistema de Transmisión de Transnet, inyectando la energía al Sistema Interconectado Central (SIC). Solairedirect vende parte de su producción a la minera y otra porción en el mercado spot.
Según Mauricio Martínez, gerente general de Minera Dayton, “el crecimiento del país ha llevado a esforzarse por generar energía alternativa como es la solar”. Asimismo, el ejecutivo hace ver que la compañía “tiene la certeza de que este proyecto aportará también al desarrollo sostenible y sustentable de Chile”.
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Roberto Camargo, superintendente de Sustentabilidad de la minera, explica que tras esta apuesta por la energía solar hay dos grandes ejes: “Por un lado, la motivación de innovar hacia alternativas no convencionales, que suponen además un grado de independencia del circuito clásico de provisión de energía, asociado a una mayor sustentabilidad por la condición ‘inagotable’ de esta fuente de suministro. Por otro lado, existe una gran motivación de tipo ambiental, dado el carácter de energía limpia no contaminante de la alternativa solar, que aporta a una mejor calidad de vida: no emite CO2, no produce residuos y/o posibles reacciones en la atmósfera que puedan ocasionar cambios climáticos o lluvias ácidas”.
A juicio del ejecutivo, un proyecto de esta naturaleza se constituye como un ejemplo de responsabilidad social empresarial y un mecanismo indirecto de “compensación ambiental”.
En lo económico, puntualiza, la energía solar provista por la planta les permite una reducción de costos, “considerando que el suministro eléctrico genera entre el 20% y 25% del costo de la operación de la empresa”.
Asimismo, destaca la flexibilidad de diseño de los sistemas de energía solar, pudiendo expandirse la instalación actual. “Esto significa que el proyecto que hoy tenemos puede ampliarse a uno de mayor potencia para adaptarlo a futuras necesidades”, acota.
El esquema
En enero de 2012 Minera Dayton firmó su primer PPA (Power Purchase Agreement) o contrato de compra de energía con la empresa Solairedirect Chile, para la instalación de un parque solar en una parcela de dos hectáreas, terreno entregado en arriendo por Dayton, compañía que queda en condiciones de utilizar la electricidad solar producida, reduciendo la cantidad de energía que retira del sistema interconectado. Está acordado un precio de venta de la energía generada por la planta, “lo que se traduce en un menor costo de la energía que se nos provee”, indica Camargo.
Por su parte, el presidente de Solairedirect, Thierry Lepercq, detalla que su empresa financió el 100% de la planta fotovoltaica. “Tuvimos suerte de que la red está aquí en Minera Dayton, cuestión que facilitó todo, ya que cuando estamos lejos, llegar a conectarse puede tardar años”, comenta.
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El ejecutivo explica que en el caso de proyectos de mayor magnitud, la fórmula de negocio considera la entrada de fondos de pensión, bancos y otros inversionistas. “A ellos tratamos de convencerlos de que este tipo de proyectos no son riesgosos como los mineros, porque no dependen de tantas variables como los precios de los minerales. Además, nuestra fuente de energía es gratis y nuestra producción constante. De hecho, con la nueva tecnología la energía solar es más barata que las convencionales… en Texas somos más baratos que el shale Gas”, subraya.
Nuevas inversiones
Solairedirect espera invertir US$1.000 millones en los próximos 5 años en el norte de Chile, según su presidente, quien adelanta que en 2014 instalarán tres nuevas plantas solares en el país –por un total de US$350 millones–, que agregarán 183 MW.
La segunda planta en incorporarse al SIC será Los Loros, ubicada en Tierra Amarilla. “En paralelo levantaremos la planta Capricornio, el mayor de nuestros emprendimientos en Chile hasta ahora, que inyectará 80 MW de potencia al sistema. Esta unidad estará emplazada 40 km al norte de Antofagasta y para ella se prevé una inversión de US$150 millones”, informa Lepercq.
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febrero 3, 2014 | Industria, Medio Ambiente
(Pulso) Cargado de papeles y mapas, el director del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA), Ricardo Irarrázabal, explica la decisión del Comité de Ministros que el pasado jueves definió parcialmente las reclamaciones presentadas contra la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) del proyecto HidroAysén, dejando la decisión definitiva para el gobierno de Bachelet.
Las reclamaciones -1 de la empresa y 34 de la ciudadanía- habían sido presentadas al comité luego de que en mayo de 2011 la iniciativa (de Endesa y Colbún) recibiera su RCA. Llevaban más de dos años pendientes en dicha instancia, pese a que la ley señala que el comité tiene 60 días para resolver. El jueves pasado el comité resolvió algunas de las 35 reclamaciones, rechazando, acogiendo y acogiendo parcialmente, parte de las 1.013 alegaciones presentes en las reclamaciones contra la RCA. Sin embargo, otro grupo importante de reclamaciones quedaron pendientes a la espera de la realización de dos estudios, uno hidrológico y otro para medir el impacto del aumento demográfico en la zona durante la construcción de las centrales. Según Irarrázabal, el llamado a concurso para los estudios se realizará durante febrero, aunque por un tema de plazos probablemente la adjudicación quedará para el próximo gobierno. Agregó que el estudio hídrico debiera demorar unos ocho meses.
El detalle de lo que sí fue resuelto se conocerá en la resolución que emitirá el SEA la tercera semana de febrero, dice Irarrázabal. Ahí se informará qué solicitudes de los reclamantes fueron aceptadas, cuáles aceptadas parcialmente o rechazadas. “El comité resolvió la reclamación del titular, y respecto a las reclamaciones de la ciudadanía, resolvió en forma total todas aquellas que no contenían los temas respecto a los cuales se solicitaron estudios. Aquellas que contenían temas de hidrología o del impacto del aumento demográfico en salud pública, esas reclamaciones quedarían pendientes a la espera de estos estudios”, y deberán ser resueltas por el futuro Comité de Ministros, dice el director, quien agrega que, preliminarmente, unas 15 reclamaciones mencionarían dentro de las problemáticas el tema hidrológico y el demográfico y, por lo tanto, son las que quedarían pendientes, mientras que las otras 20 habrían quedado totalmente resueltas.
“Esperamos tener la resolución la tercera semana de febrero. Con su notificación se gatilla el plazo para recurrir ante el tribunal ambiental”, afirma.
Precios de la luz. Según Irarrázabal, la gran mayoría de las alegaciones resueltas corresponden a asuntos técnicos. La reclamación del mismo HidroAysén, por ejemplo, apelaba contra 20 condiciones impuestas por la RCA: 10 de ellas solicitaba eliminarlas -de estas se acogieron tres, se acogieron parcialmente dos y se le rechazaron cinco-, y las otras 10 modificarlas, de las cuales el comité acogió dos y rechazó cinco.
Uno de los puntos relevantes de esta reclamación hacía mención a la condición de rebaja de la tarifa regional de la electricidad en 50% en Aysén. La empresa solicitó en su reclamación que el comité “modificara esa condición, porque decían que la tarifa incluía cargos de distribución”, dijo Irarrázabal. ¿Qué se hizo? “Se ofició al Ministerio de Energía para ver de qué manera podría quedar establecido en la RCA el espíritu de esta condición. Se dice, en primer lugar, que obliga a generar las condiciones que permitan una reducción de la tarifa eléctrica en 50% a través de una mesa de trabajo, que incluya a las distribuidoras. Si aquello no es posible, como un mecanismo alternativo, el desembolso del equivalente monetario a lo que significa una reducción del 50% de la tarifa”.
