mayo 22, 2014 | Industria
(Pulso) Fue uno de los puntos más polémicos de la Agenda Energética lanzada la semana pasada. Las críticas emitidas desde el Gobierno a las empresas distribuidoras de gas natural licuado y la necesidad que ve el Ejecutivo de regular las tarifas en este sector abrieron un debate que apenas comienza.
Aunque la posición del Ejecutivo se manifestó de manera oficial una vez que se develó el contenido de la agenda, las críticas del ministro de Energía, Máximo Pacheco, comenzaron apenas asumido. Ante la Cámara de Diputados, en marzo, el secretario de Estado ya planteaba su inquietud por la diferencia entre el costo del gas y la tarifa final de venta, lo que tiene dos lecturas: la necesidad de abrir los terminales de gas y la urgencia por regular la tarifa de este servicio.
Para el Gobierno se trata de un tema sensible. Parte importante de la agenda energética -sobre todo en las medidas de corto plazo- se relacionan con la necesidad de masificar el gas natural para generación eléctrica, desplazando así la generación con diésel, más costosa e ineficiente.
El diagnóstico que hace el Ejecutivo es lapidario. Según estadísticas públicas de la Comisión Nacional de Energía (CNE), la diferencia entre lo que le cuesta el gas a las empresas y la tarifa final llega casi al 140% en el caso de la principal distribuidora de la Región Metropolitana, Metrogas.
Así, mientras la empresa desembolsa US$10,9 por cada millón de BTU -incluyendo el costo de regasificación y transporte- el precio promedio que pagan las familias por esa misma unidad es de US$25,7. La comparación también incluye a GasValpo, empresa que no adquiere gas directamente en Quintero pues no es socio del terminal como sí lo es la distribuidora ligada a CGE.
En ese caso, la diferencia entre costo y tarifa de venta es aún mayor. No obstante, esto no considera que la distribuidora de la V Región debe adquirir gas a alguno de los socios de GNL Chile. Es decir, de manera indirecta.
“Si bien el mercado de distribución de gas domiciliario por redes ha tenido un desarrollo importante en los últimos 20 años, alcanzando actualmente cerca de un millón de clientes (…) se constata que no opera con una regulación que proteja suficientemente a los consumidores, observándose además bajos niveles de competencia”, planteó el Ejecutivo en la agenda energética.
Durante el fin de semana, Pacheco profundizó su visión: aseguró que Chile es el único país de la OCDE que no regula las tarifas del gas y que las rentabilidades de las compañías son inaceptables.
Las críticas tuvieron inmediata respuesta desde la industria gasífera. En el sector señalan que Pacheco comete varios errores en su lectura, pues en la industria del gas los valores de compra del insumo son distintos dependiendo de cada empresa.
Cifras de rentabilidad
A esto hay que sumar diversos costos que no están considerados en el análisis del Ejecutivo, como el costo de redes, de administración de la compañía y otros.
Según cálculos internos del sector, la rentabilidad varía entre el 6% y el 10% para el caso de Metrogas, dependiendo si se trata de clientes industriales o residenciales.
“Existe un desconocimiento de la cadena de valor del gas natural. Entre el insumo básico, o sea el GNL en el puerto, y el producto final, esto es el gas natural en el hogar, hay toda una cadena que incluye la regasificación, el transporte por gasoductos, la distribución y la comercialización. Adicionalmente a todos esos costos, también hay que sumar el pago de impuestos y la retribución al capital”, explica el director ejecutivo de la Asociación de Distribuidores de Gas Natural de Chile (AGN Chile), Carlos Cortés.
La industria también critica lo que se ha afirmado sobre que las tarifas del gas natural en Chile serían una de las “más caras del mundo”. “Eso es incorrecto. A nivel de los países de la OCDE, estamos a un nivel comparable en relación a aquellas naciones con similar nivel de desarrollo, mientras que dentro de Sudamérica estamos por debajo de las tarifas de Brasil y Uruguay”, agrega Cortés.
Otra carta de la industria: aunque para el Gobierno se trata de un verdadero “monopolio natural”, las empresas discrepan. Señalan que este energético es apenas el 8% de la composición de la matriz energética residencial a nivel nacional. Por ello, no se trataría de un monopolio natural.
“La razón es que existen múltiples sustitutos del gas natural en cada uno de los mercados relevantes en los que participa y, por lo tanto, en ninguno de ellos hay un único oferente. En el mercado de la calefacción domiciliaria, por ejemplo, el proveedor de gas natural compite con los proveedores de gas licuado (balón, granel o medidor), parafina, diésel, leña y electricidad”, se añade.
mayo 20, 2014 | Industria
(Diario Financiero) “Los anuncios de la presidenta en el marco de la Agenda Energética son bienvenidos y no podríamos sino alegrarnos de este realce que se le da al gas natural”, dice Carlos Cortés, director ejecutivo de la Asociación de Distribuidores de Gas Natural (AGN).
-El anuncio plantea una medida bien concreta que nosotros compartimos: hacerse cargo de los vacíos legales que tiene el marco regulatorio del sector. Hoy la industria de distribución del gas natural está regulada.
-Pero el ministro ha sido explícito y ha dicho que deben bajar los precios…
-El anuncio de la presidenta lo único que dice de la industria del gas natural es que se va a perfeccionar la legislación para llenar vacíos legales existentes y que se refieren precisamente al procedimiento para fijar tarifas. Hoy las empresas de gas natural tienen un régimen de libertad tarifaria en la medida que respeten un techo máximo de rentabilidad. Las bases y metodologías de esa fijación no están contenidas hoy en la ley, pero nunca se han sobrepasado los límites de rentabilidad que se contemplan en la ley, que son chequeados por la Comisión Nacional de Energía.
-Pero el ministro habla de precios “inaceptables”…
-Más allá de hacerme cargo de slogans que no corresponden a la realidad… La realidad es que hay un techo de rentabilidad que establece la legislación, que es chequeada por la CNE (…). Por lo tanto, lo que se diga a partir de impresiones o de deseos no lo puedo comentar. Me atengo a lo que es objetivo.
-¿No cree que hay un precio inaceptable?
-Para nada. Los canales oficiales han establecido que la rentabilidad está dentro de lo establecido. No estamos en la ley de la selva. En el evento de que hubiera rentabilidades que superasen el límite que establece la ley, el TDLC está facultado para pedir la fijación de tarifas y, si eso no ha ocurrido, no es porque no haya hecho la pega, es porque esta situación de rentabilidad excesiva no se ha dado.
-Lo que dice el ministro ¿no corresponde a la realidad?
-No corresponde a la realidad.
-Pero el ministro dice que se compra a US$ 9,5 /MMBtu y vende a US$ 30 /MMBtu.
-Acá hay una cadena de valor que parte con el gas natural que llega a Quintero, que debe ser regasificado, transportado hasta las empresas de distribución, desde ahí a los hogares. La tarifa paga todos esos costos y de inversión, que en el caso de Chile, es una inversión privada que no ha sido recuperada y, por lo tanto, para llegar a precio final hay una serie de otros costos que deben ser absorbidos en el precio.
-¿Es posible bajar el precio?
-Estamos en un mercado dinámico y las tarifas no se fijan a discreción. Hay una lógica regulatoria, de competencia y de mercado que determina cómo cada empresa determina sus tarifas.
-También se critica que las redes de gas son barreras de entrada para otros actores…
-Es cosa de ver que los clientes que están conectados a la red se calefaccionan con estufas eléctricas, a parafina, etc. Hay competencias alternativas. Este es un mercado altamente competitivo.
-¿Las críticas de poca competencia no son ciertas?
-Hay que ir a ver al Tribunal de Defensa de la Libre Competencia y ver el track record que tenemos. Han hecho muchas investigaciones y todas han terminado sin formulación de cargos. (…) Si hay cosas que se pueden perfeccionar en esta industria, felices de colaborar con ellos (…). Si la autoridad cree que es necesario introducir perfeccionamientos adicionales, estamos siempre disponibles. (…) Si este modelo regulatorio ha demostrado éxito, no veo para qué cambiarlo y echarlo abajo.
-¿Hay animosidad o deseo de cambiarlo todo?
-Yo sólo he visto el anuncio formal de la presidenta. (…) Lo que no quiero es que por decisiones de política pública errada nos pueda pasar lo que le pasó a Argentina, que por decisiones del gobierno central se le ha generado un daño a la población.
mayo 19, 2014 | Industria
(La Tercera) El presidente de Colbún, Bernardo Larraín Matte, hace un balance positivo de los pilares contenidos en la agenda energética que el jueves pasado dio a conocer la Presidenta Michelle Bachelet junto al ministro de Energía, Máximo Pacheco, en el Patio Las Camelias de La Moneda. Esos pilares darán pie al desarrollo de una política energética de corto y largo plazo durante 2015.
La impresión de Larraín es relevante. Colbún, una de las tres mayores generadoras del Sistema Interconectado Central (SIC), junto a Endesa y AES Gener, puso la voz de alerta en relación a la falta de una política necesaria para el desarrollo de los proyectos eléctricos en Chile. Lo hizo en el minuto que decidió suspender los estudios sobre la factibilidad de una línea de transmisión para el proyecto hidroeléctrico HidroAysén, que desarrolló en conjunto con Endesa en Aysén.
Bernardo Larraín dice que en la agenda energética del gobierno “están contenidos los principales desafíos que se deben enfrentar para desenredar el nudo energético en el cual nos encontramos”. Sin embargo, hace hincapié en el riesgo que se corre al tener una batería de iniciativas, procesos y proyectos de ley que se deben desarrollar en los próximos años, lo que podría terminar siendo, dice, “una excusa para seguir postergando las decisiones”.
¿La agenda resuelve los problemas del sector?
Es una agenda ambiciosa. Pone en blanco y negro muchas cosas que han estado en el ámbito de la discusión y del debate. Es un paso importante para enfrentar la problemática energética. Es desafiante el objetivo de reducir los costos de generación y los precios de la energía en un período corto de tiempo. Me refiero a que las reducciones de precio esperadas se tendrán que materializar en las licitaciones de empresas distribuidoras de los años 2014 y 2015 que van a representar el 50% del consumo residencial y comercial de Chile en la próxima década. En esos procesos los precios de la energía deberán estar en niveles 25% más bajos que los de la última licitación. Eso es muy desafiante, es complejo lograrlo, pero la virtud de las metas desafiantes es que son movilizadores de acción.
¿Qué acciones?
Plantea acciones en el ámbito de la demanda, como es modificar las bases de licitación, de tal forma de atraer e incentivar a distintos actores, proyectos y tecnologías para que participen de los procesos de licitación. Por otro lado, tiene acciones en el lado de la oferta. Pone en igual nivel de importancia el desafío de desarrollar mayor generación con fuentes renovables no convencionales de manera de cumplir con la meta de que representen el 20% al 2025, con el desafío de desarrollar el 80% restante en base a fuentes como la hidroelectricidad, termoeléctricas a gas y carbón. También le da un mayor valor al plan de obras de la Comisión Nacional de Energía (CNE), al decir que se cumplirá con ese plan y se desarrollarán los proyectos que ahí se indican.
¿Se pueden concretar esos objetivos?
Hay factores que no dependen del país. El precio internacional del Gas Natural Licuado (GNL) ha variado mucho, tiene precios muy bajos en el mercado local de EE.UU y altos en el mercado de exportación a Asia. ¿A qué precio llegará a Chile? Estará entre esos dos extremos, pero pensar que llegará a precios especialmente bajos a Chile, en circunstancia de que el principal mercado de compra es el asiático y que hoy está pagando precios muy altos, sería un poco ingenuo.
Viendo ese escenario ¿es factible bajar los costos marginales en 30% al 2017?
Depende de muchos factores exógenos, como son los factores hidrológicos, el precio de los combustibles, aspectos que ninguno de nosotros manejamos.
¿Cuál es la clave de esa baja? ¿El gas?
En muchas ocasiones, el costo marginal ha estado marcado por el costo de generación con petróleo diésel, el que si es reemplazado por gas, implicaría una baja en los costos marginales.
Si eso se estimula, ¿podría producirse esa baja?
Como dije antes, los costos marginales, que hoy han estado marcados por el diésel, sí tenderían a la baja. Sin embargo a los precios actuales del GNL en los mercados internacionales no se ve tan fácil que en base a gas se pueda generar precios de largo plazo más bajos que los precios determinados por la generación hidroeléctrica o a carbón por ejemplo.
¿Es la agenda que esperaba?
En la agenda están contenidas iniciativas para enfrentar los principales desafíos que para desenredar el nudo energético en el cual nos encontramos. Además, tiene la virtud de poner el tema energético en un nivel de importancia mayor y de pasar del debate y el diagnóstico a un documento que pone metas, plazos y proyectos de ley.
¿Qué diferencia tiene esta agenda de la que se planificó en el anterior gobierno?
Esta agenda hace referencia al informe de la Comisión Asesora del Desarrollo Energético que se hizo en el anterior gobierno. Ese informe era más bien de grandes lineamientos y diagnósticos. Era el primer piso. Lo que veo en esta agenda es el segundo piso.
¿Es más concreta?
Es una evolución del diagnóstico y de los grandes lineamentos, hacia acciones, medidas y proyectos de ley.
Pero ¿ve riesgos?
Que todos estos proyectos de ley, iniciativas y procesos que se establecen terminen siendo una excusa para seguir postergando decisiones. Espero que sea lo contrario:, que terminen siendo la manera de viabilizar y legitimar la toma de decisiones que el desarrollo energético requiere.
El documento dice que quiere dar “señal nítida a todos los actores del compromiso del gobierno para impulsar las inversiones en materia energética”. ¿Es tan nítida esa señal?
Es un paso en el sentido correcto. Lo que se transmite es que el Estado no será neutro respecto del desarrollo de proyectos de inversión que permitan cumplir el objetivo que se puso que es tanto de reducción de costos marginales como de precios. No se le puede pedir más a un documento. Viene la etapa siguiente que son los procesos, las acciones y la política energética.
¿Es una señal clara para el inversionista que se le dé más peso al plan de obras de la CNE?
Que se diga que para lograr el objetivo de bajar los precios se requiere no sólo desarrollar el potencial de ERNC para cumplir con el 20% de la ley, sino que también desarrollar proyectos hidroeléctricos y termoeléctricos para cumplir con el 80% y que serán los que mayoritariamente se presentarán en las próximas licitaciones, y que lo vincule con el plan de obras de la CNE, por supuesto que lo hace una señal más concreta respecto del desarrollo de esos proyectos. Esa es la novedad, porque este plan, que era netamente indicativo, pasa a ser un instrumento que da ciertas señales de qué proyectos se deben desarrollar para lograr el objetivo de reducción de precios, el que se deberá verificar en las licitaciones de los próximos dos años.
¿Qué otro aspecto destaca?
El segundo tema que destaco es el desarrollo de un proceso participativo durante el año 2014, para tener una política energética nacional de largo plazo en el año 2015. Un tercer tema es que destaca y destina un capítulo completo a ello, la necesidad de desarrollar fuentes energéticas en base a recursos propios cómo la hidroelectricidad y las fuentes no convencionales, como la energía solar y geotermia.
¿Les preocupa el mayor rol del Estado?
Hay bastante consenso en que el Estado debe ser más activo en ciertas materias. Es legítimo que el Estado no sea neutro en relación a la matriz energética del país. Debe tener un sesgo hacia fuentes propias, sustentables y competitivas. El Estado también debe ser un actor que articula, porque se van a establecer una serie de procesos donde participarán distintos actores. El Estado fija las reglas del juego de esos procesos y sus plazos. Por eso, no veo tanto debate en un rol más activo del Estado en estas materias.
¿Este mismo rol genera más certidumbre sobre el desarrollo de los proyectos?
El Estado ha sido un poco inmovilista en algunas materias. La última reforma relevante del sector energético fue el año 2005, con la ley corta 2. Es cierto que ha habido cambios relevantes en la institucionalidad ambiental. Sin embargo, se ha debatido mucho sobre la importancia de temas como el ordenamiento territorial, la descentralización tributaria -es decir, que parte de los tributos que generen los proyectos quede en la región-, sobre la participación ciudadana temprana, sobre los cambios en la regulación de transmisión, en el sentido que se planifique con más holgura de manera de facilitar la entrada de nuevos proyectos y actores. Llevamos más de cinco años discutiendo estos temas y no han habido iniciativas del gobierno para enfrentarlas o liderazgo para avanzar en ellas…
Un gobierno, que maneja al Estado en sus períodos gubernamentales, tiene dos alternativas: encauzar sus decisiones energéticas u otras en la institucionalidad, o promover modificaciones asociadas a un contexto social más demandante y complejo, propio de una sociedad más moderna.
¿El rol más activo que se le asigna ahora a Enap es de alguna manera una crítica explícita al sector privado por no hacer su trabajo?
Soy pragmático. Que Enap tome la iniciativa de hacer un nuevo terminal de regasificación y que se aumente la capacidad de los terminales existentes, es positivo. Somos un actor que tiene centrales de generación que podrían usar más GNL en condiciones de largo plazo, y, junto con muchos otros actores, que podríamos agregar nueva capacidad en base a ese combustible.
¿Estarían dispuestos ahora a asociarse con Enap?
A nosotros, como a otros actores del sector, nos interesa más que se aumente la capacidad de regasificación y que sea de acceso abierto y transparente, que quién emprenda tal iniciativa. Para comprar GNL en los mercados internacionales, que es un mercado bastante complejo, con estructuras comerciales complejas y de largo plazo, es fundamental tener acceso a capacidad de regasificación en forma predecible y transparente.
¿Está conforme con la mención que se hace al tema de las compensaciones?
Creo que hubiera sido bueno una propuesta precisa sobre un mecanismo de contribución a las comunidades. Unos lo llaman descentralización tributaria y otros aportes a las comunidades o compensación. Esto viene discutiéndose desde 2007 o 2008 cuando hubo un proyecto de ley, que no avanzó. Hubiera esperado una propuesta más concreta en esa materia.
¿Esta agenda energética es contradictoria con los impuestos verdes que se están discutiendo en la reforma tributaria?
Si el atributo que se busca en una matriz energética fuera sólo precio, claro, sería contradictorio poner impuestos a una fuente de generación. Pero los atributos que se buscan son tres: precios, seguridad y sustentabilidad. Por lo tanto, no necesariamente es contradictorio.
¿Cuál es la postura de la empresa en relación a esos impuestos?
Creemos que deben ser simétricos. Es decir, que todas las fuentes fijas que emitan estos gases tengan el mismo tratamiento. Además que los criterios deben estar establecidos con precisión en la ley sin espacio para una discrecionalidad posterior en su aplicación.
¿Coincide con la crítica de Gener respecto a los efectos en los precios?
No coincidimos con esa estimación. De partida el precio final de la energía no está determinado por una sola fuente de generación. El supuesto de ese cálculo es que toda la matriz se va a ir a GNL y que desaparece los nuevos desarrollos hidroeléctricos, a carbón o ERNC. Eso es difícil que se dé en la realidad. Nuestra estimación es que el costo de desarrollo completo de una central a carbón sube entre 5% y 8%, y si eso se tradujera al cliente final, sería la mitad: 2,5% y 4%.
Larraín y las críticas a la falta de inversión: «Ese poncho no le cae a Colbún»
¿Falta competencia en el sector eléctrico, como acusa el gobierno?
Un mercado sano, es uno con dinamismo competitivo, donde ojalá siempre haya más oferta potencial en base a diversas tecnologías, que demanda. El dinamismo competitivo no necesariamente está asociado a un cierto nivel de concentración. Por lo demás, los índices de concentración del SIC, han bajado persistentemente en los últimos 10 o 20 años. Así lo muestra el índice HHI. Además, hay muchos países europeos que tienen índices de concentración mucho más altos que el chileno, algunos tienen mayor dinamismo competitivo, otros menor que Chile. Siempre es bueno que haya menos concentración y más actores, pero puede haber un mercado poco concentrado, pero menos competitivo, porque no hay dinámica competitiva.
Les doy un ejemplo. Durante el anterior gobierno de la Presidenta Bachelet, Codelco realizó un proceso de licitación de suministro eléctrico de largo plazo. Ofreció sólo a nuevos actores el desarrollo de proyectos de generación con ingeniería desarrollada y estudios de impacto ambiental aprobado, para que le ofrecieran un suministro de largo plazo. Recibió varias propuestas y finalmente la propuesta de Colbún, en base a su portfolio de proyectos, resultó la más competitiva. Este contrato, junto con otros contratos suscritos con empresas mineras y distribuidoras, viabilizaron el plan de inversiones de Colbún de US$ 2.600 millones en los últimos cinco años.
Cuando el ministro Máximo Pacheco critica que los planes de inversión de las generadoras eléctricas son muy inferiores a sus flujos operacionales, ¿no apunta a Colbún?
Ese poncho no le cae a Colbún, las cifras así lo indican. En los últimos siete años hemos invertido cerca de US$ 2.600 millones, un 50% más que nuestro flujo operacional. Esto significó 1.000 MW adicionales, el mayor aporte al SIC de una empresa en ese período.
¿El diagnóstico del Gobierno es errado?
Es correcto desde el punto de vista de la dinámica competitiva. Lo que comparto con el ministro es que en los últimos tres años, las licitaciones de las empresas distribuidoras no han tenido suficiente oferta. Es un hecho objetivo e incuestionable. La razón es que no se han desarrollado suficientes proyectos de generación para abastecerlas. Estoy cierto que grandes empresas como SN Power, EON, Suez, y muchas otras, habrían participado en las licitaciones de empresas distribuidoras si hubieran podido desarrollar sus proyectos.
¿La falta de inversión de los últimos años no es responsabilidad mayoritaria del sector privado?
Hay un tema de fondo. Hay un nuevo contexto socioambiental, más actores participando en el debate energético y comunidades mucho más empoderadas. Un contexto propios de sociedades modernas. En ese contexto, por supuesto que se requiere una adaptación del sector privado, profundizando su gestión social y ambiental. Creo que estamos en este proceso. En Colbún estamos poniendo en marcha Angostura, la mayor central hidroeléctrica construida en la última década. Estamos orgullosos porque creemos que representan un ejemplo de buena gestión social y ambiental. El Estado, por su parte, también tendría que haberse adaptado a este nuevo contexto, proponiendo los cambios necesarios en la institucionalidad ambiental y energética, para tomar las decisiones dentro de ella en plazos razonables.
«Hay que desdramatizar la decisión del Consejo de Ministros por Hidroaysén»
¿La agenda energética entrega señales para HidroAysén?
Siempre hemos sostenido que para desarrollar cualquier proyecto de cierta magnitud y complejidad, debe ser parte de una política energética de largo plazo. Y la agenda energética propone un proceso participativo que va a terminar en una política de largo plazo en el año 2015. La agenda destaca en una forma muy preferente la importancia de desarrollar energía en base a recursos propios y constata que Chile tiene un gran potencial hidroeléctrico. Habla de que ese potencial hidroeléctrico, en base a estimaciones conservadoras, sería de 16 mil MW: 10 mil MW entre la cuenca del Aconcagua y Puelo, y otro de 6 mil MW en la región de Aysén.
Pero lo más interesante en mi opinión es que hace un cambio en la forma como se enfrenta la discusión de los proyectos hidroeléctricos, desde el caso a caso, o proyecto por proyecto, a un proceso distinto de planificación territorial para el desarrollo hidroeléctrico, que partirá con un mapeo de las distintas cuencas, en base a factores ambientales, socioculturales, geológicos y en base a su potencial hidroeléctrico.
Adicionalmente, en la sección de transmisión se destaca que el Estado promoverá líneas de transmisión vinculantes, que conecten los polos de generación determinados a través del proceso de planificación territorial, con los centros de consumo.
En este contexto, desde el punto de vista de HidroAysén, se hace más evidente y natural reafirmar que no tiene sentido avanzar en su desarrollo, y que lo que corresponde es supeditarlo a esta política energética de largo plazo, al desarrollo del proceso de planificación territorial energética para el desarrollo hidroeléctrico futuro y tercero, a las definiciones sobre la regulación de transmisión.
Pero ¿es una luz respecto de las primeras declaraciones del gobierno sobre el proyecto?
Se le da importancia al tema hidroeléctrico como genérico y se sube su discusión al ámbito de una discusión país. Es decir, la pelota ya no está en los actores privados, sino que pasa a un estadio que tiene reglas, tiempos y plazos. Un estadio donde participan todos los actores y donde se va a discutir el desarrollo hidroeléctrico de Chile.
En HidroAysén, ¿es más relevante la agenda o la decisión que va a tomar el comité de ministros en los próximos días?
Hay que desdramatizar la decisión que tome el Consejo de Ministros. Lo más relevante es que los proyectos se desarrollen dentro de la institucionalidad y que la institucionalidad resuelva con base legal y técnica. Desde el punto de vista legal, la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) fue validada por la Corte Suprema. Hay que desdramatizar en el sentido de que cualquiera que sea la decisión del Consejo de Ministros, que tiene amplias atribuciones, todos los actores tienen la opción de recurrir a la instancia siguiente, que es el Tribunal Ambiental, que fue hace poco creado para perfeccionar y completar la institucionalidad ambiental de Chile. Lo natural es esperar que se resuelva dentro de los plazos y en forma integral, no como ocurrió en los últimos años, cuando se extendió por más de tres años, en circunstancia de que el plazo legal establecía 60 días.
¿Qué sentido tiene el análisis de las cuencas? La industria y la autoridad ya conocen el potencial hidroeléctrico desde hace años…
Este potencial está distribuido en muchas cuencas de Chile. Algunas se conocen más, algunas ya están intervenidas y algunas están prístinas. Su potencial hidroeléctrico probablemente está bastante estudiado, pero también tienen usos alternativos, tienen valores ecológicos y socioculturales. Ese levantamiento se hace en otras partes del mundo, donde participan ONG, en base a estudios científicos. Eso va a representar una línea de base validada, legitimada, porque va a surgir de un proceso donde el Estado la articula, donde participan distintos actores, y por lo tanto, es un cambio de paradigma.
mayo 19, 2014 | Industria
(Pulso) Esta semana llegarán a las manos de los principales ejecutivos de las empresas Doña Inés de Collahuasi, E-CL, Endesa, Inkia y South Andes Capital, los sobres que los certifican como los adjudicatarios del último proceso de licitación de terrenos fiscales desarrollado en el gobierno de Sebastián Piñera, y que permitirán la construcción de centrales termoeléctricas.
Estos decretos fueron literalmente congelados por la administración Bachelet, ya que los equipos jurídicos del Ministerio de Bienes Nacionales, y luego Contraloría, desarrollaron una exhaustiva revisión legal. ¿La idea? Fuera de toda presunción, la actual administración quería descartar de plano una eventual afectación del interés fiscal en la licitación encabezada por el ex ministro de la administración Piñera, Rodrigo Pérez Mackenna.
La revisión analizó las cláusulas de los contratos de las cinco compañías ganadoras, incluyendo además los dos contratos firmados el 10 de marzo por Endesa, que lo hacían adjudicatario de los terrenos de Tames II y Totoralillo Sur.
Uno de los elementos que fue revisado con mayor detenimiento fue la presencia de un certificado de Conadi en cada uno de los lotes licitados, el cual aseguraba que no existía afectación indígena. Este elemento fue el que generó mayores discusiones en los equipos jurídicos que chequearon la licitación.
De esta manera, a pesar de no estar de acuerdo con el timing de la licitación, el Ministerio de Bienes Nacionales dio finalmente el vamos al proceso, para ahora iniciar el proceso de notificación a las empresas que se adjudicaron los seis lotes en disputa.
Tanto fuentes de Inkia como de EC-L señalaron a PULSO que con la notificación en la mano, recién comenzarán a desarrollar los estudios avanzados para determinar el tipo de central a desarrollar en los terrenos, que por las bases de la licitación deben ser superiores a 350 MW.
De acuerdo a los índices de costos y criterios de localización de centrales publicados por la Comisión Nacional de Energía (CNE), la inversión de las seis compañías en su conjunto no debería ser menor a los US$5.250 millones.
En el caso del principal beneficiado, Endesa Chile, la compañía está estudiando construir un complejo de 400 MW en cada uno de los sitios asignados (Tames II, en la comuna de Mejillones, y Totoralillo Sur, en Caldera), que podrían ampliarse si es que las condiciones del lugar y del mercado lo hicieran factible.
No está definido si se instalará una unidad a gas o a carbón o una de cada tecnología. Esto dependerá de una serie de estudios a realizar, entre ellos de emisiones contaminantes, de disponibilidad de combustible y de línea de base, entre otros.
El factor EAE
Tras dar por cerrado el polémico proceso de licitación desarrollado por el gobierno anterior, en el Ministerio de Bienes Nacionales sostienen que por el momento sólo llevarán adelante nuevos concursos para la entrega de terrenos fiscales para el desarrollo de Energías Renovables No Convencionales (ERNC).
En el caso de energías convencionales, como termoeléctricas, hidroeléctricas, entre otras, la secretaría de Estado esperará la promulgación del reglamento de Evaluación Ambiental Estratégica (EAE), cuya responsabilidad recae en el Ministerio de Medio Ambiente y que será visado por el Consejo de Ministros para la Sustentabilidad.
Víctor Osorio, ministro de Bienes Nacionales: «Hubiéramos desarrollado la licitación de otra forma»
Previo a asumir la cartera de Bienes Nacionales, Víctor Osorio se encontró con una heredada licitación de terrenos para centrales termoeléctricas virtualmente finalizada. Frente a esa situación, el actual ministro revisó el procedimiento. ¿La idea? Determinar si no había visos de ilegalidad.
¿Por qué determinaron revisar el proceso?
Un proceso de licitación que involucra patrimonio fiscal y proyectos energéticos de determinadas características, si fue desarrollado en la administración anterior corresponde que examinemos su pertinencia jurídica. Lo que nosotros hicimos fue recabar información de la forma más rigurosa y acabada posible.
¿Cuál fue la conclusión?
Concluimos que ese proceso, desde el punto de vista del ordenamiento jurídico, estaba correcto. Por eso decidimos darle curso al término de la licitación y asignar los terrenos a las empresas que se adjudicaron los procesos.
¿Ya se les notificó a las empresas?
Eso está en curso ahora, las empresas están siendo informadas. No veo razón alguna por qué las empresas debieron haber estado preocupadas, ya que es natural que una nueva administración examine los actos jurídicos y administrativos ejecutados por la anterior administración, y que quedaron pendientes para el nuevo Gobierno.
¿Qué piensa de todo el proceso?
Nosotros hubiéramos desarrollado la licitación de otra forma, no con plazos tan acotados y sin contemplar temas ambientales y de participación ciudadana.
¿Cuándo se enteró de la licitación?
Nos parece que hubo demasiada premura en la licitación, lo que no fue lo más apropiado. A mí, el ministro Rodrigo Pérez Mackenna me informó de esta situación una semana antes de que abandone el gobierno. Además, dos de estos proyectos se firmaron el 10 de marzo, el día antes de que la administración anterior concluyera.
¿Qué le parece que se haya incluido un documento de Conadi, sin participación indígena?
Precisamente, ese es uno de los aspectos que revisamos y no pillamos transgresiones a la legalidad.
mayo 16, 2014 | Industria
(La Tercera) Dos meses de trabajo y siete ejes de acción es el resultado de la agenda energética 2014-2018, presentada ayer por la Presidenta Michelle Bachelet en La Moneda. Con un claro énfasis en el mayor rol del Estado, el documento de 128 páginas recoge los principales temas que afectan a la industria, donde la paralización de las inversiones ha cruzado la discusión en los últimos años. Los ejes pasan por potenciar el rol de Enap como empresa energética; el papel que cumplirá la hidroelectricidad y la generación térmica en la matriz, supeditada a la sustentabilidad de los proyectos; la relación con las comunidades y el ordenamiento territorial; un impulso a la participación del gas natural como alternativa de solución de corto y mediano plazo para contar con mayor generación; el fortalecimiento de la institucionalidad energética, principalmente del ministerio, la CNE y la SEC; la eficiencia energética y el desarrollo de recursos propios; la introducción de mayor competencia en el sector eléctrico y la reducción de precios; y la transmisión como eje principal de la expansión del sistema.
Bachelet señaló que en los próximos cuatro años, el gobierno invertirá US$ 250 millones en implementar algunas medidas, y que dispondrá de US$ 400 millones adicionales para la capitalización de Enap.
“Esta agenda de energía tiene objetivos muy claros: enfrentar una deuda con las necesidades del país y marcar un verdadero punto de inflexión para que Chile tenga una matriz energética diversificada, equilibrada y sustentable”, dijo la Mandataria.
Si bien en el sector privado valoraron las medidas, expertos y ejecutivos coincidieron en lo ambicioso de uno de los principales desafíos: bajar el costo marginal de la energía en 30% al 2017.
1. Rol del Estado en desarrollo energético
La agenda pone acento en fortalecer la institucionalidad del Ministerio de Energía, creando nuevas unidades, como la de Participación y Diálogo, Coordinación Regulatoria y Demanda; y entregando mayores recursos a las de Acceso y Equidad Energética y Prospectiva y Política Energética. Asimismo, establece metas de corto, mediano y largo plazo para la definición de la matriz energética; mayor transparencia en las tarifas de gas y electricidad, y la modernización de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).
2. Competencia y baja de precios
El gobierno busca reducir en 30% el costo marginal a 2017, desplazando la generación basada en diésel, la más cara del sistema, por gas natural. Aquí, Enap deberá ofrecer volúmenes por hasta 1,1 millones de metros cúbicos diarios de GNL a terceros, permitiendo la operación de centrales de ciclo combinado que hoy están ociosas. El Ejecutivo estima que el costo se deberá reducir desde US$ 151 por MW/h a US$ 105 por MW/h con estas medidas. Regulará también la situación de las empresas de suministro que queden sin contrato, para evitar situaciones como la de la ex central Campanario, y rediseñará las bases de licitación para clientes regulados -hogares y comercios- de corto y largo plazo, con el fin de fomentar la entrada de nuevos actores, entre las principales medidas.
3. Eficiencia Energética
El Ejecutivo elaborará en 2014 y 2015 un proyecto de ley de Eficiencia Energética (EE), que apunte a una política de largo plazo, concentrada en tres áreas: EE en la industria y la minería; planes para hogares, comercios y pequeñas industrias; y EE en el sector público.
4. Comunidades y ordenamiento territorial
Aquí, la principal medida es el desarrollo de una agenda de ordenamiento territorial para la hidroelectricidad, la que buscará definir en qué cuencas del país y bajo qué condiciones se pueden desarrollar centrales de gran envergadura. También considera una nueva institucionalidad de participación ciudadana.
5. Transmisión
El primer semestre de 2015, el gobierno enviará un proyecto de ley amplio sobre transmisión, el que reemplazará al de Carretera Eléctrica. El énfasis estará en los mecanismos para sumar a las ERNC a la matriz; la reforma a los CDEC; y la interconexión entre SIC y Sing.
6. Inversión energética
El gobierno, a través del Ministerio de Energía, dará seguimiento a los proyectos, a fin de que estos se concreten en el menor tiempo posible. Para esto se creará una unidad especial en la repartición. Se apoyará el desarrollo de centrales térmicas que aseguren energía de base para el crecimiento, y se impulsarán licitaciones para la instalación de centrales junto con Bienes Nacionales.
7. Desarrollo de recursos
El énfasis estará acá en la hidroelectricidad “sustentable”; el cumplimiento de las metas de incorporación de ERNC contenidas en la ley 20/25; promoción de la geotermia y mejorar el uso de la leña como combustible, entre otras medidas.
Objetivos de la agenda del gobierno
Reducir costos marginales
La primera meta es reducir los costos marginales de electricidad, durante el período de gobierno, en un 30% en el Sistema Interconectado Central (SIC), de manera que el costo marginal promedio pase de US$ 151,36 MW/h en 2013 a US$ 105,96 MW/h en 2017.
Disminuir precios de licitación
Reducir en un 25% los precios de las licitaciones de suministro eléctrico de la próxima década para hogares, comercios y pequeñas empresas respecto de los precios ofertados en la última licitación del año 2013 (que fueron de US$ 128,2 MWh).
Levantar barreras a las ERNC
El Ejecutivo comprometió que el 45% de la capacidad de generación eléctrica que se instalará en Chile entre 2014 y 2025 provenga de energías renovables no convencionales (ERNC), cumpliendo la meta de un 20% de inyección de ERNC para el año 2025.
Fomentar el uso eficiente de la energía
Fomentar el uso eficiente de la energía, estableciendo una meta de ahorro de 20% al año 2025. Ahorrar al 2025 un total de 20.000 GWh/año a través de la Agenda de Eficiencia Energética (EE), lo que equivale a una capacidad instalada a carbón de 2.000 MW.
Estabilizar precio de los combustibles
Otra de las metas de la agenda energética es diseñar un sistema de estabilización de precio de los combustibles, que reduzca de manera efectiva la volatilidad de los precios a los que están expuestos los hogares.
Fortalecer la figura de Enap
Para ello se apunta a dotarla de un régimen de gobierno corporativo que mejore su gestión en términos de seguridad, eficiencia, productividad, emprendimiento y nuevos modelos de negocio, además de fortalecer su balance con un aumento de capital.
