septiembre 22, 2016 | Industria
(Pulso) Aunque en la última licitación de suministro eléctrico para distribuidoras la estrella fue la energía solar, en la actualidad es el carbón el que ha retomado su rol central en la generación en el Sistema Interconectado Central (SIC).
De acuerdo con datos del organismo regulador, el CDECSIC, tanto en los meses de julio como en agosto de 2016 el carbón representó el 35% de la producción eléctrica, casi duplicando a su más cercano perseguidor: el GNL en julio (21%) y la hidroelectricidad de pasada en agosto, que explicó el 21%.
Además, esto significa un crecimiento de diez puntos respecto al mismo mes del año anterior, pues en agosto de 2015 el carbón sólo representó el 25% del total de la generación eléctrica en el SIC.
Esto se explica principalmente por la menor disponibilidad de agua, lo que a su vez obedece a que el invierno no fue todo lo lluvioso que se esperaba. Además, el parque de generación térmico a carbón está presentando niveles competitivos de costos, lo que también eleva la importancia de esta fuente energética, considerando que el sistema privilegia la generación que tenga el menor precio para el sistema.
“En el mes de agosto la operación del SIC se caracterizó por una participación hidráulica de un 35%, un 7% mayor al mes anterior. Por otra parte, la participación del carbón se mantuvo en 35%, mientras que el GNL disminuyó a un 15%. Lo anterior se tradujo en una menor participación diésel”, señala el último reporte mensual de la consultora Systep.
Por empresa, en agosto Endesa presentó un aumento de su generación hidráulica y una disminución de su generación GNL. “Colbún, al igual que Endesa, aumentó su generación hidráulica, disminuyendo levemente su generación GNL. Por su parte, AES Gener y Guacolda disminuyeron levemente su generación total, debido a una reducción de su generación a carbón. Finalmente, Pehuenche disminuyó su generación hidráulica”, añade el citado reporte.
La reducción en Guacolda tiene que ver principalmente con el mayor aporte ERNC en el norte del SIC, pues allí existen restricciones de transmisión que impiden enviar al resto del país toda la energía que allí se genere. Esto cambiará una vez que entren en operaciones las líneas en construcción: Interconexión SING-SIC, de TEN y Polpaico-Cardones, de InterChile.
Costos marginales
En relación con los costos, en agosto de 2016 el costo marginal del SIC promedió 47,2 US$/MWh en la barra Alto Jahuel 220, lo cual es un 13% menor respecto al mes de agosto de 2015 (54,5 US$/MWh), y 44% menor respecto a julio de 2016 (102,7 US$/MWh), consigna Systep.
Así, las variaciones respecto al mes anterior de los costos marginales del SIC y el SING en relación con igual período de 2015 fueron de -53,5% y -40,8% respectivamente.
“El promedio del año 2016 para el SIC hasta la fecha ha sido de 65,4 US$/MWh y en el SING 61,4 US$/MWh; el promedio ponderado por energía generada del costo marginal a nivel nacional es de 64,3 US$/MWh a lo que va del año”, explicó el boletín de la Asociación de Generadores.
[CDEC activa auditoría a central Guacolda y anuncia completa revisión al parque térmico]
agosto 23, 2016 | Industria
(Pulso) La capacidad instalada de energía renovable no convencional (ERNC) en el sistema eléctrico chileno se cuadruplicará hacia el 2018, alcanzando un 20% del total.
¿La razón? La entrada de 44 proyectos de este tipo, en su mayoría proveniente de fuentes solares, versus el ingreso de solo 12 centrales de base, es decir, de energía térmica e hidroeléctrica convencional.
Según el reporte mensual de la Comisión Nacional de Energía (CNE), hasta el 4 de agosto hay 44 proyectos de ERNC en construcción, lo que suman unos 2.214 MW de potencia. Del total, 70% es energía fotovoltaica, 22% eólica, 5% de concentración solar de potencial, 2% geotermia y 1% minihidráulica de pasada.
Dentro de estas se destaca la iniciativa El Romero, de Acciona, de 196 MW, y la eólica Cabo Leones I de la firma de capitales españoles Ibereólica.
Esto, junto a los actuales 2.577 MW de capacidad instalada actual -un 12,5% de la capacidad eléctrica total-, significaría que dentro de dos años 19,4% de la capacidad instalada del sistema nacional (SIC más SING) sería de energía renovable no convencional.
Dicho crecimiento se daría pese a la concreción de la central de ciclo combinado CTM 3 e hidroeléctricas convencionales como la central Ñuble de Eléctrica Puntilla y Los Cóndores de Endesa; unidades que comenzarían a operar en 2018.
“Alcanzar el 20% de la capacidad instalada en hacia 2018/19 es un gran desafío para la industria ERNC y para el sistema eléctrico en general. Estamos seguros de que es posible lograr esa cifra en dicho plazo”, destacó Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (ACERA).
Adicionalmente, actualmente se encuentran en calificación ambiental 13.817 MW, de los cuales 68% se ubican en el SIC. En total estos proyectos suman cerca de US$35.600 millones.
En el desglose, del total de proyectos en proceso de aprobación ambiental 11.937 MW son renovables, lo que corresponde al 86% del total de proyectos eléctricos en el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA).
Sin embargo, lo anterior no significa que el país logre la meta 20/20 dos años antes. Esto porque la ley estipula que el país debe generar el 20% de electricidad para el 2020; pero no mide la capacidad instalada en el país.
La seguridad del sistema. Lo anterior genera dos interrogantes, según explican expertos: la seguridad del sistema y la capacidad del sistema de transmisión.
“Volúmenes grandes de tecnologías intermitentes exigen, además de sistemas de transmisión sobredimensionados para disponer de las holguras exigidas por la variabilidad, una severa coordinación de la operación de despacho de la oferta de distintas tecnologías pero con altas componentes variables ERNC”, advirtió Francisco Aguirre, director ejecutivo de Electroconsultores.
Esto también lo ven desde el gremio renovable, quienes solicitan nuevas obras de infraestructura que soporten el ingreso de este tipo de tecnologías.
“Para aprovechar esta oportunidad (mayor ingreso de ERNC), que claramente beneficia a todo el país, será necesario que las nuevas obras de transmisión – Cardones Polpaico y la interconexión SIC SING – se pongan en servicio y que las centrales generadoras convencionales se encuentren proporcionando la flexibilidad operacional con que cuentan”, dice Finat.
“No solamente nos interesa que el mercado eléctrico funcione con bajos precios sino que sea seguro y estable para que todos contemos con electricidad. Tenemos completamente demostrado en una mesa que se trabajó con el sector privado, que el mercado eléctrico aguanta hasta un 30% de inyecciones de fuentes solares y eólica, sin inversiones adicionales a lo que tenemos hoy día”, destacó la semana pasada el secretario ejecutivo de la CNE, Andrés Romero, al ser cuestionado por la seguridad del sistema tras los resultados de la licitación eléctrica.
agosto 22, 2016 | Industria
(El Mercurio) Activa nuevas inversiones por US$ 3 mil millones. Supone la baja del 20% de las tarifas eléctricas en cinco años más. Se presentaron 84 ofertas, con el menor precio ofertado en Chile en un concurso de este tipo (US$ 29 por MW/h en un bloque específico). Y como nunca, se midieron de igual a igual energía convencional y no convencional (ERNC), empresas grandes y chicas, extranjeras y nacionales.
Las grandes ganadoras fueron las energías no convencionales, en especial la eólica, representadas por compañías como Mainstream, Acciona y WPD. A ellas se suma Endesa . Por el contrario, quedaron fuera las energías de base, -hidroeléctricas de embalse, carbón y gas- que ofertaban empresas como Colbún, Aes Gener, Engie y Gas Natural Fenosa.
Pero una vez terminada la licitación eléctrica más reñida de la historia, la competencia sigue bajo cuerdas.
Algunas de las empresas que no lograron adjudicarse contratos critican el proceso: que el precio ofertado no es sostenible; que hay riesgo de especulación; que no se considera -ni se paga- el efecto sistémico de la intermitencia de las renovables; que hay restricciones en la transmisión que impedirán que la energía más barata llegue a los mayores centros de consumo; que se perjudicó al gas natural.
Los cuestionamientos no son de todas las compañías que no se adjudicaron contratos. Engie, ex grupo Suez, explica que como son muy activos en el mercado de los clientes libres participaron en la licitación con los excedentes y sin la presión de tener que adjudicarse algún bloque. Y GPG Chile (Gas Natural Fenosa), que quedó fuera por escaso margen, señala que seguirá adelante con un plan de inversiones por US$ 360 millones.
Por otro lado, los ganadores del concurso están felices y desdeñan las críticas, que a su juicio se deben a que las grandes eléctricas estaban acostumbradas a no tener competencia.
«Fue una buena licitación, se logró bajar los precios y limpiar la matriz», dice WPD Chile, eléctrica alemana que ofertó energía eólica con 103 aerogeneradores, algunos en proyectos y otros en construcción, en Biobío y La Araucanía. «Los chilenos se habían acostumbrado a precios altos, pero en el resto de América Latina y la mayoría de los países de la OCDE las tarifas eléctricas son más bajas», sostiene Bart Doyle, gerente general de la irlandesa Mainstream, que se hizo del 26% de la energía licitada.
¿Qué tan ciertos son los cuestionamientos al proceso? ¿Seguirá el debate agitando a la industria eléctrica?
Hugh Rudnick, socio de Systep y académico de la UC, considera que esta licitación fue exitosa por muchas razones, desde el cambio de las bases, la anticipación de los llamados para hacer ofertas o la mayor duración de los contratos, hasta factores externos como la reducción dramática de los costos de las tecnologías renovables eólica y solar, así como la aprobación de la ley de transmisión, que redujo los riesgos a los generadores nuevos. Pero admite que el precio bajo no es sustentable en el largo plazo para nuevas inversiones de energía base con gas natural licuado o hidroeléctrica de embalse.
«Factor Campanario»: el riesgo de contratos a bajos precios
Una de las críticas más recurrentes de las compañías que no ganaron es que el precio ofertado tan bajo no es sustentable, por lo que habría riesgo de especulación. Esto se debería a que como las centrales no convencionales demoran poco tiempo en levantarse -un año o menos- las compañías que se ganaron los contratos podrían esperar cuatro años (hasta 2020) antes de decidir si invertir o no y solo harían plantas nuevas si los costos de construcción son bajos. Si los precios son altos, optarían por no cumplir el contrato, porque el costo de esta decisión es muy pequeño, señalan en la industria. En el caso de Mainstream, señalan, incumplir el contrato le significaría US$ 36 millones de una inversión global de más de US$ 1.000 millones.
Si las centrales no se construyeran, se tendría que hacer una nueva licitación, con tarifas más altas. Citan el ejemplo de Central Campanario (controlada entonces por Southern Cross), a diésel, que hace casi una década se hizo de un contrato a bajas tarifas, pero cuando los combustibles fósiles subieron no pudo solventar este shock de precios y estuvo a punto de la insolvencia en 2011. Pero en el intertanto todas las eléctricas tuvieron que aportar con energía al sistema para que éste no sucumbiera.
«El riesgo de especulación siempre existe y es probable que algunos ofertantes hayan especulado con bajas mayores de costos de inversión de ERNC, que pueden no tener lugar», asevera el experto Hugh Rudnick. «La autoridad podría explorar a futuro otros mecanismos para asegurar suministro y reducir los riesgos de incumplimiento», añade.
Pero la Comisión Nacional de Energía (CNE) responde que las bases de licitación incluyen una serie de auditorías relativas al cumplimiento de los hitos constructivos de los proyectos y que las garantías por incumplimiento aumentaron tres veces en este proceso, por lo que «la barrera de salida es alta».
Directamente aludida en las críticas, Mainstream niega que tal riesgo exista porque sostiene que los precios ofertados reflejan el costo que hoy -y no en el futuro- tiene la tecnología no convencional como la eólica, señala Bart Doyle. Añade que incluso si tuvieran algún problema concreto en algún proyecto, cuentan con una cartera de 2 mil MW (el doble de lo adjudicado a esta empresa) diversificada geográficamente, que lo ayuda a afrontar contingencias.
José Ignacio Escobar, gerente general de Acciona Chile, asegura que su conocimiento del mercado les permitió hacer una oferta competitiva, que refleja los costos actuales.
Pero los críticos a estos precios dicen que incluso si las centrales se construyeran, dado que por el menor factor de planta (porcentaje de uso) que tienen las centrales eólicas y solares, que funcionan solo algunas horas del día, deben contar con respaldo de energía de base, ¿qué ocurre cuando esa energía se encarece?, ¿Cómo se cumplen contratos con esa variabilidad?
La CNE hace ver que un estudio elaborado por el Ministerio de Energía concluyó que los sistemas eléctricos nacionales cuentan hoy con los recursos suficientes para sumar un 68% más de energías renovables de forma eficiente, donde las ERNC podrían representar más del 40% de la matriz nacional.
Al respecto, los análisis del Gobierno muestran que incluso bajo supuestos conservadores y sin incorporar mejoras a la gestión operacional, resultaría eficiente integrar energía eólica y fotovoltaica, que representen el 30% de la generación eléctrica nacional anual.
Mainstream añade que si hubiera un problema de precio en las energías convencionales, afectaría a todos, no solo a ellos.
Los polémicos «servicios complementarios»
Un tema de análisis en el sector eléctrico son los llamados «servicios complementarios». En síntesis, es el costo a pagar por la entrada y salida de los distintos tipos de energía que entran al sistema. En el caso de las centrales de ERNC, su intermitencia hace que ingresen y salgan muchas veces de de la red, lo que produce un mayor costo.
Según las grandes generadoras, no hay norma que regule este pago, que se volverá más frecuente conforme entren a operar cada vez más energías no convencionales, que están más lejos de los centros de consumo.
La CNE dice que se encuentra en plena etapa de implementación de una norma. «Este proceso se está haciendo con la participación de todos los actores del sector y esperamos obtener la mejor regulación en los próximos meses, lo que permite prepararnos para este escenario», agrega la entidad.
Otra complicación que ven es que como al 2021 el Sistema Integrado del Norte Grande (SING) y el Sistema Integrado Central (SIC) ya estén interconectados, lo que ocurrirá el próximo año, puede haber congestión en la transmisión de energía solar y eólica, que se genera intensivamente en la zona norte del país.
Según cálculos de las compañías que quedaron fuera del proceso, un tercio del día va a estar congestionado, y el 50% de las llamadas «horas-sol» -lapso en que se genera energía solar- van a tener este problema.
La CNE explica que la construcción de la línea Cardones-Polpaico por Interchile -que reforzará la red de transmisión troncal y facilita el transporte de energía del norte a Santiago-estará operativa en 2018 y resolverá esta dificultad.
Castigo al gas
Para el mismo Gobierno fue un tema de preocupación el que, pese a una política expresa de apostar por el gas natural, ninguna eléctrica que usa este combustible haya ganado algún bloque.
Ello se debió a que la autoridad exigió que los precios del gas estuvieran indexados a las proyecciones internacionales, las que apuntan a alzas en el largo plazo. Sin embargo, ejecutivos del sector señalan que la autoridad eligió pronósticos por encima de las estimaciones del mercado, lo que perjudicó al gas.
En el caso de GPG Chile, brazo eléctrico de CGE (Gas Natural Fenosa) y un activo actor en el negocio gasífero, explican que hicieron «una propuesta muy competitiva, que quedó fuera del proceso licitatorio más competitivo de la historia del país por escaso margen». Aún así, estiman que su proyecto de ciclo combinado (de gas natural y vapor) Tierra Noble «por tecnología, ventajas ambientales y competitividad de precios, será un aporte a la matriz».
La compañía espera seguir creciendo en Chile y respecto a cambios en los procesos regulatorios, cree que hay varios modelos a considerar, pero que lo relevante es que el país defina cómo espera que crezca la matriz energética. En ese sentido, hace ver que Chile ha apostado por las ERNC y por aumentar la presencia del gas natural.
Acciona: cuatro empresas tenían el 95% del mercado
Los nuevos entrantes sostienen que los precios bajaron porque hoy hay más competencia. «Durante décadas el sector eléctrico fue un mercado oligopólico, con cuatro grupos controlando más del 95% de la generación», señala José Ignacio Escobar, de Acciona, quien se refiere a Endesa, AES Gener, Colbún y Suez. Y agrega: «Con las malas decisiones estratégicas del país en términos de aumentar dramáticamente nuestra dependencia de los combustibles fósiles, contaminantes e importados, tuvimos como resultado un incremento permanente -muy por encima de la media mundial- de nuestras tarifas eléctricas, llegando a valores sobre los US$ 120 el MW/h».
Escobar señala que la dificultad de las grandes eléctricas para entrar en esta licitación se explica porque como tenían contratos a precios altísimos, era muy esperable que no estuvieran en condiciones de hacer ofertas a precios bajos, ya que significa reconocer una disminución de un 30 o 40% de sus ingresos para los siguientes 20 años.
En esa línea, Manuel Cruzat Valdés, economista y una de las primeras voces que alertaron de la concentración de mercado en el sector, sostiene que «lo que faltaba era que la mayor competencia promovida por el Ministerio de Energía y la jurisprudencia más activa que han ido sentando la FNE y el TDLC se reflejaran en los precios. Esta licitación vino a materializar ambos ajustes».
julio 20, 2016 | Industria
(Pulso) El Desierto de Atacama no sólo acoge a la principal fuente de la economía chilena, el cobre. También es el lugar con mayor radiación solar de la Tierra, con más de 1.200 w/m2 y cielos soleados durante el 82% del año.
Por esta razón, muchas grandes empresas multinacionales, comenzaron hace unos años a desarrollar y concretar gigantescos proyectos de energía solar fotovoltaica para suministrar a los yacimientos mineros y a la zona norte en general. Se estima que en Chile hay instalado 1,3 GW de capacidad energética en paneles fotovoltaicos a gran escala -la mayoría en el norte- generando un auge de esta tecnología.
Pero el precio del cobre bajó, muchas inversiones se frenaron y el desierto se quedó con una gran cantidad de energía solar disponible, que supera con creces a lo que se utiliza. En otras palabras, la energía se está perdiendo. “Hoy, el sector de grandes plantas está absolutamente paralizado”, dice Alejandro Iza, director de desarrollo de negocios para Latinoamérica de la Unidad Solar de Schneider Electric. “Chile está perdiendo mucho volumen de generación, porque no hay capacidad de evacuar esa energía. Si se explotara este potencial solar, sería uno de los mayores exportadores de energía de América Latina”, agrega el ejecutivo.
De la cantidad de megawatts de proyectos de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) actualmente en operación, un 40% (1.267 MW) corresponde a solar fotovoltaica. Luego viene la eólica (30,4%) y la biomasa (13,9%). Según datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE), a enero de 2016, los proyectos en construcción de plantas fotovoltaicas en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) representaban un 37% del total de iniciativas de plantas de energía, seguidas por el carbón (33%) y el gas natural, con 20% (ver gráfico).
Se estima que en los próximos cinco años, la capacidad en plantas fotovoltaicas aumente a un máximo de 2 GW. “Lo más posible es que después de llegar a ese nivel, la cifra se estanque o crezca a una velocidad lentísima. Por eso, el sector está tan complicado. Incluso, hay una planta ubicada en el sector de María Elena (Región de Antofagasta) que está regalando la electricidad”, comenta Peter Horn, CEO de Heliplast, compañía chileno-alemana de soluciones fotovoltaicas con más de tres décadas en el rubro.
Uno de los grandes perjudicados en este panorama ha sido la empresa estadounidense SunEdison, que luego de un proceso de quiebra, a fines de abril concretó el traspaso de sus activos a Colbún, la segunda mayor generadora de energía en el SIC. La transacción involucra el traspaso de dos proyectos de energía solar fotovoltaica en desarrollo: Parque Solar Olmué (145 MW de capacidad instalada) y Parque Solar Santa Sofía (57 MW). Si bien, ambas plantas no están en el norte, son parte de la misma crisis de este sector.
La esperanza
La energía solar en el norte se pierde porque, a diferencia de las plantas termosolares -que son capaces de acumular energía solar para utilizarla en otro momento-, las instalaciones fotovoltaicas generan energía sólo durante el día, sin almacenarla. Y es tanta la que producen, que satisface totalmente las líneas de transmisión… y les sobra con creces. ¿Por qué no enviar esta energía al centro y al sur de Chile? Simplemente, porque aún no está lista la unión del Sistema Interconectado Central (SIC) y el SING. Este ensamble, denominado Transmisora Eléctrica del Norte (TEN) -en construcción por parte de la empresa francesa Engie-, estará operativo en agosto de 2017. Con una inversión total de US$860 millones, tendrá una capacidad de transmisión de 1.500 MW por circuito.
Mientras tanto, quienes invirtieron en paneles solares, simplemente esperan la unificación de ambas líneas.
¿Se arreglará el problema de la pérdida de energía solar fotovoltaica definitivamente con TEN? Si bien es una excelente noticia para el sector eléctrico, aún hay un tema que solucionar. Este puente entre el SING y el SIC será una supercarretera eléctrica que comienza en Mejillones y termina en Copiapó, uniendo a todo Chile. Pero de Copiapo hacia el sur, la línea no está preparada para recibir una inyección tan fuerte de energía.
Para solucionarlo, la compañía colombiana ISA está construyendo una red paralela denominada Polpaico-Cardones, proyecto de 753 kms. que llegará hasta la Región Metropolitana. Su inauguración estaba planeada para el verano de 2018. “Sin embargo, las obras comenzaron más tarde de lo planeado y presenta algunos problemas con las comunidades por donde pasa, lo que podría obligar a aplazar la fecha”, comenta una fuente del sector eléctrico.
Por otro lado, a pesar de que ambas líneas pueden llevar la energía sobrante desde el desierto al centro del país, las grandes inversiones en infraestructura fotovoltaica están enfocadas en gran parte a las empresas mineras, que aún no están muy convencidas de seguir desarrollando y manteniendo este tipo de plantas. “Tanto el Gobierno como el sector privado se entusiasmaron con la meta inicial de lograr que a 2025 un 25% de la energía generada proviniera de las ERNC. El problema es que llenamos muy rápido la cuota correspondiente para la energía solar”, agrega Horn.
Termosolares
Chile también podría aprovechar el alto nivel de radiación para construir plantas termosolares. El problema es que la inversión es muy alta, por lo cual no hay muchos incentivos. Menos aún si el cliente natural es la industria minera.
El gran proyecto de este tipo para América Latina comenzó a construirse hace unos años por la española Abengoa, uno de los actores mundiales más importantes en este ámbito. Se trataba de un campo de paneles fotovoltaicos de 700 hectáreas que acumularía la energía en una torre de 250 metros, en la Región de Antofagasta.
En 2014, el director ejecutivo de Abengoa, Manuel Sánchez, declaró con entusiasmo: “Estamos construyendo una mina de sol. La mayor del mundo. Con 112 plantas como ésta, Chile sería autónomo en materia energética”. Pero un año después, Abengoa comenzó una gran crisis financiera, que la tiene redefiniendo todas sus estrategias y dejando varios proyectos en pausa, como el de su planta en Chile.
[Principales diferencias entre el SING y SIC a la hora de instalar plantas fotovoltaicas]
julio 18, 2016 | Industria
(El Día) Como el hito más importante de los últimos 35 años definió el ministro de Energía, Máximo Pacheco, la reciente aprobación de la Ley de Transmisión Eléctrica, la que, entre otras cosas, permitirá reducir las tarifas de los clientes y llevar electricidad a las zonas donde se necesita.
En entrevista con El Día, el secretario de Estado se refirió además al proyecto Cardones- Polpaico, iniciativa que ha generado rechazo en diversas comunas del país, incluyendo La Serena, pues pretende la instalación de 750 kilómetros de torres de alta tensión que atravesarían por las regiones de Atacama, Coquimbo y Valparaíso, hasta llegar a la Metropolitana.El ministro dice que se trata de un proyecto que desde diciembre cuenta con la Resolución de Calificación Ambiental, por lo tanto, ya inició su construcción y se espera que esté concluido a fines de 2017. Esto pese a que se ha presentado una veintena de reclamos en el Consejo de Ministros y dos en el Tribunal Ambiental para evitar su instalación.
-Hace algunos días se aprobó la nueva Ley de Transmisión Eléctrica. ¿Cuáles son las ventajas que va a traer al sistema y a los clientes?
“Todo el mundo la ha calificado como la ley más importante que se ha dictado para el sector eléctrico en los últimos 35 años, desde 1982 y es fundamental, porque nosotros queremos generar energía, pero además transportarla donde la gente la necesita. Aborda muchos temas, cómo se remunera la transmisión, cómo se despacha, define cómo se va a hacer planificación para la transmisión que necesitamos, porque es muy importante que estas inversiones, que toman muchos años, se planifiquen.“Además nos va a ayudar a enfrentar una tarea muy importante, que es el ordenamiento territorial. Es decir, por dónde tienen que ir pasando las torres e ir definiéndolo ya no sólo a través del privado, si no que a través de esfuerzos del Estado, que determine por dónde van a ir las franjas”.
-Modernizará el sistema…
“Nos da la oportunidad como país de tener un sistema de transmisión que nos ayude a traer la energía limpia que el país comienza a generar a los lugares donde se consume, nos va a ayudar a bajar las cuentas de la luz, porque vamos a tener un sistema de transmisión más eficiente, a bajar las horas de corte de suministro, porque pretende tener un sistema de transmisión más seguro y más robusto y, finalmente, nos va a ayudar a construir una matriz energética más limpia”.
-En ese sentido, beneficiaría a todos los proyectos eólicos y solares que están en carpeta en esta zona.
“Absolutamente, la Región de Coquimbo tiene un enorme potencial de generación eléctrica. A la fecha existen en carpeta 7 proyectos eólicos aprobados que no se han construido, que en conjunto aportarían un total de más de 1.200 MW, son más de 2.500 millones de dólares en proyectos de inversión que, para que se desarrollen, necesitan transmisión. Por eso es importante este proyecto, para asegurar que la región pueda continuar desarrollando sus inversiones e inyectar esa energía al sistema que ya no va a ser el Sistema Interconectado Central (SIC), sino que un sistema único desde Arica a Chiloé”.
POLÉMICA POR LAS TORRES
-En la zona existió rechazo al proyecto Cardones- Polpaico, que involucra la instalación de torres de alta tensión entre las regiones de Atacama y Metropolitana, por los inconvenientes que iba a provocar ¿En qué está la iniciativa?
“Ese es un proyecto que en su momento se definió el año 2012, luego se licitó el año 2013 y se adjudicó a una firma para que lo construyera. Lo que hace es traer la energía desde Copiapó hasta la subestación de Polpaico, en Til Til, en la Región Metropolitana. Es muy importante para que la energía eléctrica pueda seguir siendo transportada desde el norte grande al resto del país”.“Es un proyecto que ya tiene su resolución ambiental aprobada, que ya está en plena ejecución y esperamos que la construcción de Cardones-Polpaico ya esté finalizada a fines del próximo año”.
-Pero ha tenido detractores, de hecho en esta misma región hubo protestas y entiendo que existe cerca de una veintena de requerimientos ante el Consejo de Ministros y dos en el Tribunal Ambiental. ¿Se teme que esto pueda frenar la iniciativa?
“Yo no puedo opinar sobre estas reclamaciones en este momento, porque justamente yo soy miembro del comité de ministros y este tema se va a ver en su momento en esa instancia. Ahí tendremos que responder a las reclamaciones que existen y que se han establecido por parte de algunos actores y algunas personas e instituciones”.
-Pero según lo que usted ha revisado del proyecto. ¿Cumple con la normativa y no provocaría los problemas que se están temiendo va a generar?
“El proyecto tiene una Resolución de Calificación Ambiental (RCA) aprobada, se tramitó en el Ministerio de Medio Ambiente por largo tiempo y esa Secretaría de Estado, después de estudiar todos los antecedentes le otorgó la RCA, de manera que desde el punto de vista ambiental cuenta con la autorización y es por eso que el proyecto se está desarrollando. Independiente de eso, siempre existe el derecho de la persona a presentar ciertas reclamaciones y justamente son estas reclamaciones las que va a tener que ver el comité de ministros”.
-¿Cuándo se va a analizar el tema en el comité de ministros?
“Es responsabilidad del Ministerio de Medio Ambiente avisarle al comité de ministros cuando ellos ya hayan analizado y estudiado las respectivas reclamaciones y en ese momento estaremos preparados para someter estas reclamaciones y el análisis de ellas al resto del comité de ministros”.-Pero también hay dos recursos en el Tribunal Ambiental. ¿Eso tampoco intervendría en la iniciativa?“Como digo, el proyecto tiene hoy una resolución ambiental válida y esto está en construcción”.
CENTRALES DE RESPALDO
– Otro conflicto que se ha vivido en la región son las protestas que se han realizado contra dos centrales de respaldo en Combarbalá y El Manzano, por los daños que se piensa provocarán.
“Bueno, nosotros hemos escuchado la opinión y los requerimientos que han hecho algunos líderes sociales en relación a estos proyectos y como Ministerio queremos contribuir a que sean bien conocidos, que no se den noticias que son equivocadas o erradas, pero que también se recoja por parte de la empresa las preocupaciones y las dudas que tienen algunos sectores y líderes sociales.“Como Ministerio tenemos un compromiso definitivo con la política de que los proyectos de energía se desarrollen respetando el medio ambiente y también de una manera amigable con las comunidades, lo que obliga a las empresas a tener el diálogo y la participación necesaria para que los proyectos sean bien conocidos y de esa manera no se levanten fantasmas, se aclaren dudas y que donde corresponda corregir eso se haga, porque la gente muchas veces tiene ideas que son positivas, constructivas y que son útiles para hacer mejor un proyecto. Nuestro gran desafío como país es hacer un desarrollo energético con participación y con legitimidad social”.
-Entre las aprensiones que se tienen contra estos recintos está que se piensa que funcionan todo el año y que generan humo y otros materiales contaminantes, pero usted ha dicho que funcionan solamente algunos días.
“Estas centrales de respaldo son proyectos que el sistema necesita para emergencias, porque hay momentos en que se produce un corte y hay que echar a andar algunos generadores. Esto le pasa a los hospitales, servicios de emergencia, que necesitan tener un respaldo en caso que la energía de la red deje de funcionar y es también algo que se hace a nivel del sistema, hay unidades cuyo objetivo único es accionarse frente a emergencias, de manera que el ideal sería que estas nunca funcionaran y que no tuviéramos emergencias. Estas centrales están pensadas para ser usadas muy pocas veces en el año, sólo se hace en situaciones extremas de emergencias”.
-¿No estarán operando todo el año entonces?
“Operan muy pocos días”
-Pero ¿se va a continuar el diálogo con las empresas y se recogerán las aprensiones de los vecinos?
“Absolutamente, nosotros como Ministerio tenemos el compromiso de ayudar y facilitar la buena comunicación, el diálogo, la participación, tenemos una unidad que se ha creado por ley que es la Dirección de Diálogo y Participación Social, cuyo objetivo es justamente que hagamos desarrollo de proyectos con legitimidad social y participación, que se resuelvan las dudas y se perfeccionen los proyectos, recogiendo las buenas ideas que puedan surgir de la comunidad”.
[Ministro Pacheco: “la hidroelectricidad tiene enormes atributos para ser protagonista”]
