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Justicia acoge a trámite recursos de generadoras contra orden de la SEC

(Diario Financiero) Finalmente, cuatro generadoras recurrieron a la Corte de Apelaciones de Santiago para impugnar el oficio de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) que obliga a este sector a asumir el sobrecosto de abastecer consumos excedentarios de las distribuidoras eléctricas que no tienen contratos.

En los últimos días el tribunal de alzada admitió a trámite los recursos de protección que interpusieron Endesa Chile y AES Gener. Igual sucedió con los reclamos de nulidad (acciones de corte civil) presentados por Pehuenche y San Isidro, que están ligadas a la filial del grupo Enersis.

En los escritos las empresas dicen que la decisión de la SEC fue “unilateral, ilegal y arbitraria” ya que se “arroga la facultad -que no tiene- de resolver un conflicto patrimonial entre unas generadoras y unas distribuidoras que se niegan a pagar la energía consumida sin contrato previo”. Se refieren a los incrementos de demanda de energía de algunas distribuidoras del grupo CGE, que exceden los volúmenes que tienen contratados.

Agregan las empresas en sus recursos que este proceder de la superintendencia no sólo afecta el derecho de las generadoras a que este conflicto sea juzgado por la entidad que fija la ley, sino que también “a no ser privada de su derecho de propiedad sin previa indemnización”, reclaman.

Pese a que las acciones están siendo tramitadas, el tribunal rechazó las órdenes de no innovar que fueron solicitadas en los cuatro recursos, con lo cual la orden de la SEC mantiene su vigencia.

“Una burrada”


Como antes lo hizo Colbún en su estado de resultados, ayer Ignacio Antoñanzas gerente general de Enersis, la matriz de Endesa Chile, también calificó de ilegal la acción de la SEC.

“Creemos que desde el punto legal esto era más que recurrible. Es un error nefasto pretender que las generadoras asuman el sobrecosto de una energía que hoy no tienen y que la entreguen a precio de nudo. Simplemente es una burrada”, dijo el ejecutivo que participó en una ceremonia donde se distinguió a los colegios que más avanzaron en el Simce en la última década.

Antoñanzas también se refirió al debate en torno a que las generadoras privilegian el costo de oportunidad que les ofrece el alto precio de la energía en el mercado spot, versus la tarifas para abastecer a los clientes residenciales.

Al respecto dijo que Endesa no se beneficia con este escenario, pues el año pasado la empresa tuvo una posición compradora a nivel mayorista y eso les significó casi 
US$ 300 millones.

“No especulamos con el costo marginal y nuestra visión no es cortoplacista. Entregamos la energía al precio al que está”, aseguró.

En otro punto, confirmó que Endesa está evaluando concretamente el aumento de capacidad de las centrales Quintero y Taltal, mediante el cierre de los ciclos de esas unidades, lo que sumaría más de 200 MW al SIC.

El plan del gobierno es que las centrales que hoy no tienen gas natural accedan a este combustible y cubran el requerimiento de la licitación de suministro 2013-2024.

Trascendió que Endesa habría conseguido un volumen adicional del gas natural licuado (GNL) que el terminal de Quintero tendrá tras su ampliación, mientras que el remanente de ese aumento (unos 2,6 millones de m3 día), estarían siendo negociados por Colbún, empresa que declinó referirse a esta versión.

«La energía ya no es barata»

«El drama de este país es que la energía ya no es barata y la solución es volver al modelo que tenía y hacer lo mismo que está haciendo el resto de los países que nos rodean: volver al agua», puntualizó Ignacio Antoñanzas al referirse al escenario actual de precios de la energía.

Insistió en que el sobrecosto que el país asumió por reducir el peso de la hidroelectricidad de un 60% a un 35% de la matriz supera los US$ 2.000 millones en cinco años.

Consultado por la ejecución de las inversiones asociadas al aumento de capital que realizó Enersis, el gerente general del grupo dijo que no apresurarse ha probado ser una fórmula correcta, porque esos recursos hoy valen más y precisó que entre las opciones que tienen está el participar en las próximas licitaciones de suministro en Brasil.

Fuente / Diario Financiero

Cómo los principales grupos empresariales están resolviendo el relevo de sus líderes

(La Segunda) Una serie de movimientos societarios se vienen produciendo desde hace algunos años en los principales grupos económicos nacionales con el propósito de ajustar su estructura a los nuevos tiempos y definir, de antemano, el relevo de sus líderes por parte de las nuevas generaciones familiares.

El asunto se ha acelerado en los últimos años, tras la partida de emblemáticos hombres de negocios como Ramón Aboitiz, Anacleto Angelini, Andrónico Luksic Abaroa, Guillermo Luksic y Ricardo Claro.

Un proceso que , por su complejidad, en varios casos se ha dilatado y mantiene «de cabeza» a las principales oficinas de abogados del país y expectantes a los agentes del mercado de valores, teniendo en cuenta que ocho grupos -Luksic, Paulmann, Matte, Angelini, Said, Del Río, Pavez y SK- involucran a la mitad de las acciones consideradas dentro del índice IPSA de la Bolsa de Comercio de Santiago y gestionan un patrimonio bursátil conjunto superior a US00.400 millones, equivalente a un tercio del PIB de Chile.

¿Cómo se está resolviendo este tema al interior de estos conglomerados? La información pública existente en la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS), la Securities and Exchange Commission (SEC) de EE.UU., el Diario Oficial, los Tribunales Civiles y el Registro de Comercio entregan prácticamente toda la información al respecto.

Angelini dejó detalladas instrucciones

Uno de los primeros en zanjar este proceso fue el empresario Anacleto Angelini, quien dejó detalladas instrucciones por escrito definiendo desde cómo se pagarían los impuestos de herencia (que llegaron a US$ 325 millones en 2009, los más altos de la historia), hasta el rol que jugarían sus sobrinos y sobrinos-nietos en la compañía, considerando que el empresario no tuvo hijos.

Así, hoy el control directo e indirecto de Inversiones Angelini, firma que controla el 63,4% de AntarChile (la matriz de todo el holding), está en manos de Roberto y Patricia Angelini Rossi, quienes en conjunto controlan o administran el 74,32% de la firma, mientras que la viuda del fundador del conglomerado diluyó su participación a un 10,94%.

Bajo las directrices definidas por el empresario, sus siete sobrinos-nietos recibieron el 33,1% del conglomerado familiar, pero sus estatutos señalan que serán sus padres (Roberto y Patricia) los administradores fiduciarios y de por vida de ese legado, según explicó el propio presidente del grupo, Roberto Angelini, a «La Segunda» en abril pasado.

Andrónico Luksic redactó un estatuto de sucesión familiar

Otro hombre de negocios que en vida definió cómo se distribuirían sus bienes fue Andrónico Luksic Abaroa, dueño de la mayor fortuna del país. Para ello, Luksic redactó un estatuto de sucesión familiar y creó una fundación en el principado europeo de Liechtenstein, a través de la cual se descuelgan sus participaciones en Chile y Croacia.

Es así que tras fallecer sus hijos Andrónico, Guillermo y Jean Paul ingresaron directamente (a través de sus respectivas sociedades de inversión) al listado de accionistas de la matriz industrial y financiera del grupo: Quiñenco. Paralelamente, los cinco hijos del empresario y su viuda, Iris Fontbona , se transformaron en los partícipes de Soutivan Foundation, organización con sede en Liechtenstein, que controla directamente a Quiñenco e indirectamente a Antofagasta PLC y que, además, es propietaria de Soutivan Investments, dueña de la mayor cadena hotelera de Croacia (Laguna Porec y Adriatic Luxury Hotels) y de Excelsa Inmobiliaria.

La situación, sin embargo, varió tras fallecer este año Guillermo Luksic Craig, por cuanto su patrimonio personal será legado a sus cinco hijos y a las fundaciones e instituciones que su testamento señale. En este ámbito, quién asumió la representación de esta rama familiar en las empresas del grupo fue Nicolás Luksic Puga (34), quien además preside las sociedades personales de su padre.

En tanto, y según consta en la información de la SEC, Andrónico Luksic Craig ha transformado a sus dos hijos mayores -Andrónico Luksic Lederer (32) y Davor (30)- en los «delfines» del conglomerado, abriéndoles espacio en sus inversiones privadas y familiares. El primero de ellos está a cargo de la oficina de Antofagasta Minerals en Toronto y, desde agosto de 2010, preside «Inversiones Consolidadas», sociedad a través de la cual esta rama familiar controla sus intereses privados; entre ellos, un 11% de Quiñenco, el control de Canal 13 y una participación en Lipigas.

Davor Luksic Lederer participa como director en «Inversiones Consolidadas» e «Inversiones Salta» y preside todos los intereses del grupo en Croacia.

Matte reordena inversiones

Eliodoro Matte Larraín, cabeza del grupo familiar que controla Empresas CMPC, Banco BICE y Colbún, entre otras, en los últimos años también ha comenzado a delegar el control de sus empresas y ha reordenado sus inversiones. Así, Matte hoy sólo actúa como presidente de Empresas CMPC y en el directorio de Colbún, dando paso a su hijo Eliodoro Matte Capdevila (33) en los restantes directorios del grupo.

Paralelamente, Eliodoro Matte creó en 2010 su family office, Rentas Bío Bío, desde el cual gestiona su patrimonio personal y en cuya gerencia general está desde el año pasado su primogénito.

El 2011, se inició el relevo generacional en este clan, ya que ese año también debutaron en los directorios de algunas filiales del conglomerado: Jorge Matte Capdevila y sus primos Bernardo Matte Izquierdo (hijo de Bernardo Matte Larraín) y Bernardo Larraín Matte (hijo de Patricia Matte Larraín).

Este grupo opera a través de un estatuto familiar, que entre otros aspectos establece que sus integrantes no pueden ejercer labores ejecutivas en sus empresas, salvo excepcionalmente y en períodos acotados, ya que la participación familiar sólo se puede dar a través de los directorios y hasta cumplir 65 años. Una de las excepciones fue la de Bernardo Larraín Matte (47), quien ocupó la gerencia general de Colbún por seis años, pero hoy preside la generadora.

Fuente / La Segunda

Autoridad ambiental aprueba la segunda mayor hidroeléctrica de los últimos diez años

Autoridad ambiental aprueba la segunda mayor hidroeléctrica de los últimos diez años

(El Mercurio) Un gran paso acaba de dar Energía Austral -controlada por la australiana Origin Energy (51%) y la suiza Glencore Xstrata (49%)- en el desarrollo de su megaproyecto hidroeléctrico de 1.065 MW a 110 kilómetros de Coyhaique, Aysén.

Ayer la Comisión de Evaluación Ambiental (CEA) de Aysén aprobó, de forma unánime, la central Cuervo (640 MW), la segunda mayor hidroeléctrica de embalse visada por la autoridad ambiental en los últimos diez años, después de HidroAysén.

El proyecto contempla una capacidad de generación de 640 MW y una inversión cercana a los US$ 733 millones.

Cuervo es la mayor de las tres centrales que agrupa el complejo de Energía Austral en la Patagonia. A esta se suman las hidroeléctricas Blanco (375 MW) y Cóndor (50 MW) que aún no han iniciado su tramitación ambiental.

Energía Austral sufrió un duro revés en mayo de 2012 luego que la Corte Suprema dejara sin efecto la Resolución de Calificación Ambiental de Cuervo. El máximo tribunal ordenó la realización de nuevos estudios geográficos y determinó que el proyecto debía volver a evaluarse con estos nuevos antecedentes.

La calificación de Cuervo también establece una serie de condiciones y compromisos con la región. Una de las más importantes es la reducción en 21% de las cuentas de la luz que pagan 100 mil habitantes de Aysén. A eso se suma la construcción de una ruta turística de 16 kilómetros para acceder a áreas silvestres protegidas y la entrega de infraestructura para una marina en el sector Bahía Acantilada.

El gerente de desarrollo de Energía Austral, Alejandro Bórquez, señaló que «daremos una respuesta oportuna a las condiciones y exigencias tanto a la comunidad y a la autoridad».

A su vez, el alcalde de Puerto Aysén, Óscar Catalán, calificó de beneficioso el proyecto. «Con la aprobación de esta central comienzan a abrirse muchas iniciativas que en definitiva servirán para el progreso de la comuna. El proyecto involucra la construcción de caminos, parques, una marina, y distintas inversiones que apoyarán el turismo de Aysén», dijo.

Por su parte, la dirigenta vecinal de Puerto Aysén Rosa Navarro señaló que aunque existan opositores a esta iniciativa, la mayoría de la comunidad local quiere el progreso.

Pese al respaldo, grupos ambientalistas señalaron que agotarán las instancias administrativas y judiciales para paralizar la central. Entre las posibles vías figura recurrir al Comité de Ministros o presentar nuevos recursos de protección contra el proyecto.

Próximos pasos

Tras obtener luz verde con Cuervo, Energía Austral concentrará sus esfuerzos en la definición del trazado de la línea de transmisión de cerca de 600 kilómetros que unirá el complejo con el Sistema Interconectado Central (SIC). Hace algunas semanas la compañía informó que se encuentra evaluando la posibilidad de que el tendido sea en un 100% submarino para reducir sus impactos ambientales.

Además, también se avanzará en la presentación a trámite ambiental de las otras dos centrales Blanco y Cóndor, con miras a entrar en funcionamiento en 2021.

US$ 4 mil millones es el costo estimado del proyecto de HidroAysén, el otro complejo de centrales hidroeléctricas que proyectan levantar en la Undécima Región Endesa y Colbún.

Dispares reacciones entre parlamentarios de la región

Contradictorias reacciones entre los parlamentarios de la Región de Aysén concitó la aprobación del proyecto Río Cuervo.

El senador Antonio Horvath (RN) anunció que está evaluando la presentación de un recurso judicial porque considera que durante el trámite se han cometido muchas irregularidades.

«Junto con organizaciones ciudadanas vamos a recurrir a la justicia porque aspiramos a que se cambie el proyecto por una central de pasada y con cable submarino», dijo el parlamentario.

El senador admitió haber llamado al ministro del Interior, Andrés Chadwick, y a la titular del Medio Ambiente, María Ignacia Benítez. Lo anterior, con el objeto de que postergaran esta votación. Ello, porque la empresa ha señalado que está disponible para modificar el proyecto y porque solo se está evaluando una central de un total de cuatro, contempladas en la obra, cuando la Ley de Bases del Medio Ambiente impide dividir los proyectos.

«La empresa conversó conmigo para afirmar la posibilidad de cambiar a subterráneo el cableado. Esto abrirá un debate grande y tenemos que ver cuál es la ventaja para la región», indicó el diputado por la zona, David Sandoval (UDI). El parlamentario propuso reducir la cuenta de luz o consignar un impuesto regional como forma de compensar la instalación de centrales.

Alto Maipo inicia obras tempranas en Santiago

Tras HidroAysén y Energía Austral, el tercer mayor proyecto hidroeléctrico del país es Alto Maipo (531 MW). La iniciativa controlada por Gener ubicada en la Región Metropolitana contempla una inversión cercana a los US$ 1.600 millones y una línea de transmisión de 17 kilómetros.

La compañía ya inició las obras tempranas y durante este mes está planificando el comienzo formal de los trabajos de las dos centrales que abastecerán directamente a Santiago.

Además, en julio de este año AES Gener anunció el ingreso de Antofagasta Minerals a Alto Maipo con el 40% de la propiedad. Tras el acuerdo con el grupo Luksic se cerró parte del financiamiento que viabiliza la construcción de la central.

Se espera que la primera unidad (267 MW) entre en operaciones a fines de 2017, o a principios del año 2018. En cuanto a la segunda central de pasada (264 MW), esta comenzaría a inyectar energía durante el segundo semestre de 2018.

El proyecto tendría un significativo efecto sobre los precios de la energía de la zona central, que durante este año no han bajado de los US$ 200 por MWh.

El avance de las otras principales iniciativas hidroeléctricas del país

HidroAysén, a la espera del Comité de Ministros

El otro gran proyecto hidroeléctrico ubicado en la Patagonia es HidroAysén. La iniciativa de 2.750 MW ya superó todos los recursos judiciales en su contra y fue aprobada por el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) en 2011.

Sin embargo, desde hace dos años la empresa se encuentra a la espera de que el Comité de Ministros resuelva una serie de reclamaciones presentadas tanto por la compañía como por los opositores al proyecto de Endesa y Colbún. Por ley, este procedimiento no debería exceder los 60 días.

En este contexto, la ministra del Medio Ambiente, María Ignacia Benítez, aseguró que el proyecto está pronto a revisarse, pues gran parte de las reclamaciones ya han sido vistas por los integrantes del consejo. La última fecha entregada por la autoridad fue en el mes de septiembre de 2013.

A su vez, en mayo de 2012 Endesa y Colbún decidieron paralizar los estudios de la línea de transmisión, argumentando la falta de una política energética y un consenso nacional sobre el proyecto.

En este punto, los ejecutivos de ambas empresas han señalado que no seguirán adelante mientras el comité no revise las reclamaciones.

Alto Maipo inicia obras tempranas en Santiago

Tras HidroAysén y Energía Austral, el tercer mayor proyecto hidroeléctrico del país es Alto Maipo (531 MW). La iniciativa controlada por Gener ubicada en la Región Metropolitana contempla una inversión cercana a los US$ 1.600 millones y una línea de transmisión de 17 kilómetros.

La compañía ya inició las obras tempranas y durante este mes está planificando el comienzo formal de los trabajos de las dos centrales que abastecerán directamente a Santiago.

Además, en julio de este año AES Gener anunció el ingreso de Antofagasta Minerals a Alto Maipo con el 40% de la propiedad. Tras el acuerdo con el grupo Luksic se cerró parte del financiamiento que viabiliza la construcción de la central.

Se espera que la primera unidad (267 MW) entre en operaciones a fines de 2017, o a principios del año 2018. En cuanto a la segunda central de pasada (264 MW), esta comenzaría a inyectar energía durante el segundo semestre de 2018.

El proyecto tendría un significativo efecto sobre los precios de la energía de la zona central, que durante este año no han bajado de los US$ 200 por MWh.

Central Angostura comenzó etapa de llenado de su embalse

Desde que entró en funcionamiento la central de embalse Ralco (699 MW), en 2004, no se han inaugurado nuevas hidroeléctricas de más de 300 MW de generación.

Dicha sequía culminará este año, con la entrada en operaciones de la Central Angostura (316 MW) de Colbún, que durante este mes inició la etapa de llenado de su embalse.

Ubicada a 63 kilómetros de Los Ángeles, esta obra de US$ 671 millones tendrá una generación media anual de 1.542 GWh, que representará el 3% del Sistema Interconectado Central (SIC). Con esa energía, la central podría abastecer a una comuna de 200 mil habitantes, como Ñuñoa.

Además, el proyecto hidroeléctrico contempla una línea de transmisión de 40 kilómetros que inyectará, de forma comercial, en el Sistema Interconectado Central (SIC) los 316 MW a partir de diciembre de este año.

Este proyecto de Colbún permitirá reducir los altos costos de la energía en la zona centro-sur del país, los que han provocado la paralización de proyectos de inversión por la falta de energía competitiva.

Fuente / El Mercurio
Foto / Cooperativa

Gobierno: generadoras negocian contratos adicionales de GNL para presentarse a licitaciones eléctricas

(Diario Financiero ) 
Dar espacio para que las tres grandes generadoras que están negociando contratos adicionales de gas natural licuado (GNL) cierren estos convenios y cuenten con capacidad adicional para presentar ofertas, fue el único objetivo tras la decisión del gobierno de posponer en dos meses, hasta noviembre, el plazo de recepción de propuestas en el marco de la licitación de suministro eléctrico de las distribuidoras para el período 2013-2024.

Así lo indicó el Subsecretario de Energía, Sergio del Campo, quien afirmó que la existencia de estas conversaciones por parte de las generadoras que disponen de centrales que pueden usar este combustible, pero que a falta de abastecimiento están usando diesel, los mantienen optimistas respecto del resultado de este proceso.

“Creemos que en todo este proceso, con todas las etapas que pueda tener la licitación, finalmente va a terminar con ofertas. Estamos optimistas de que durante este gobierno vamos a tener ofertas para las licitaciones 2013-2024 y también un avance significativo en la licitación mayor, que considera suministros a contar de 2019”, aseguró.

Del Campo explica que esta subasta fue pensada con un sentido práctico pues ante las restricciones que hay para construir proyectos nuevos, se apuntó a activos que están disponibles y que son los 1.870 MW de capacidad instalada que está subutilizada al operar con un combustible sustituto que es menos eficiente y más caro.

“Con esto queda claro que la gran solución que tiene el país hoy está en las manos de los generadores que pueden reemplazar el diesel por GNL. Para eso se requiere de a lo menos una capacidad total de regasificación en el SIC de 20 millones de metros cúbicos diarios y hoy se apunta a un máximo de 15 millones”, explicó.

El subsecretario se refiere a seis unidades de ciclo abierto y combinado que son propiedad de Endesa, Colbún y AES Gener y cuya capacidad podría elevarse incluso a 2.200 MW si se cierran los ciclos de algunas de estas unidades. Precisó que para cubrir el requerimiento de esta primera licitación se requiere que sólo dos de estas unidades estén disponibles, mientras que las otras pueden destinarse a los procesos que vendrán a continuación y que cubren los períodos 2016-2018 y 2019-2032.

En total, especificó, este parque de gas natural podría generar 13.500 GWh que “no sólo podrían satisfacer toda la demanda de los clientes regulados, sino que provocarían una baja del costo marginal en el sistema, la que beneficiaría también a los clientes libres”, explicó.

Sus cálculos apuntan a que si estas empresas compraran el GNL a US$ 12 por millón de BTU (unidad térmica británica) y lo quemarán en centrales de ciclo combinado el costo de operación sería de 
US$ 84 por MWh, mientras que en ciclo abierto este monto subiría a 
US$ 120 por MWh, nivel muy inferior a los US$ 180 por MWh que pueden llegar a marcar estas unidades cuando usan diesel, combustible que en este modelo quedaría desplazado totalmente del sistema central.

Las conversaciones


Del Campo precisó que aunque Endesa tiene más ventajas para conseguir volúmenes adicionales de gas natural, al contar con contratos de suministro y capacidad de regasificación en GNL Quintero, “las tres compañías están trabajando para participar en esta licitación”.

“Hemos hablado con toda la industria y sin duda, en las conversaciones que hemos tenido con esos tres generadores, nos han indicado que están trabajando para participar en estas licitaciones (…) Esperamos que tengan éxito en sus negociaciones para que se presenten a las licitaciones”, apuntó el subsecretario.

Respecto de las críticas acerca de que el precio techo considerado para este proceso (US$ 129 por MWh) es muy bajo, dada la incertidumbre en el mercado, del Campo dijo que se trata de una visión cortoplacista de la industria generadora, que busca aprovechar un costo de oportunidad que probablemente no se mantendrá en el largo plazo. Además, agregó, esto deja en evidencia que estas empresas sólo se están poniendo en un escenario de alzas de precios y no en el caso contrario, en el cual -explicó- pudiera presentarse un año lluvioso o de gran acumulación de nieve, lo que derrumbaría el costo marginal.

“El precio techo de esta licitación está respondiendo a los costos esperados y los réditos que requiere la inversión en una central en base a GNL. Lo que tendrán es un contrato de largo plazo que entrega una estabilidad en los ingresos de las empresas y que estará indexado al GNL, por lo que la variación de este combustible estará cubierta”, puntualizó del Campo.

Fuente / Diario Financiero

Bajos deshielos presionarán costos de energía hasta 2014

Bajos deshielos presionarán costos de energía hasta 2014

(La Tercera) Esta época del año es clave para las expectativas que tiene el sector eléctrico sobre el valor al que se transará la energía en los próximos seis a siete meses. Esto a raíz de que comienza haber más claridad sobre cómo estará el nivel de los caudales de los ríos, factor que marca la capacidad de operación de las centrales hidroeléctricas.

Según los primeros pronósticos dados a conocer por el CDEC-SIC -entidad que coordina la operación de las eléctricas-, la acumulación de nieve en las altas cumbres cordilleranas en el invierno fue menor a un año normal y los deshielos darán cuenta de un año más bien seco. Los datos preliminares que forman parte del primer informe que entregará el CDEC-SIC indican que el nivel de excedencia en las principales cuencas estará entre 75% y 85%. Esto significa que la temporada 2013-2014, que comienza en octubre, estará entre el 15% y 25% de los años con menos deshielo desde que se tiene registro. En el caso del Maule, la estimación apunta a una excedencia del 87% (sólo 13% de los años son más secos que el actual); en Colbún, de 85%; y en Ralco y Pangue, de 93%.

Según expertos, estos pronósticos dan cuenta de que los costos de energía se mantendrán presionados por una generación hidroeléctrica menor que la de un año normal, al menos hasta que comience la próxima temporada de lluvias, en abril de 2014. En septiembre, el costo marginal promedia US$ 238,3 MWh, y en el año, US$ 190 MWh.

Ramón Galaz, gerente general de Valgesta, señala que el aporte de la hidroelectricidad al sistema mejora a partir de octubre por los deshielos, y como consecuencia, los precios caen. Con el bajo nivel de nieve, especialmente en las altas cumbres que surten a los embalses de Laja y Maule, en las regiones VII y VIII, el impacto de este fenómeno sería más acotado. “Va a haber un menor aporte de la generación hidroeléctrica que en un año normal. Los embalses se encuentran en sus niveles más bajos y su recuperación probablemente tomará más de una temporada de lluvias”, dice.

Según los últimos datos de la Dirección General de Aguas, los embalses utilizados para generación eléctrica se encuentran a 53,1% de su capacidad total, acumulando 1.051 millones de metros cúbicos. Con respecto a 2012, el déficit llega a 22,8%.

La consultora María Isabel González indica que la generación hidroeléctrica debería situarse entre 30% y 35%. En agosto, este tipo de energía aportó 35,8% del total, lo que obligará al sistema a seguir dependiendo de unidades a diésel -las más caras del sistema- para sostener la demanda, impactando de paso los precios. Hoy las turbinas a petróleo generan el 8% de la energía del SIC. “El aporte hidro será bastante menor y los costos marginales seguirán altos. No veremos mucho alivio, porque con ese pronóstico no es mucho lo que se puede esperar de una caída”, dijo.

Un gerente de la industria agrega que producto de los deshielos, los costos de la energía tienden a bajar en el último trimestre. En esos meses, prevé precios cercanos a US$ 140 a 150 por MWh, para luego retomar sobre US$ 200 por MWh en el primer trimestre, hasta la nueva temporada de lluvias.

Fuente / La Tercera