septiembre 14, 2012 | Industria
(Pulso) La encrucijada en la que se encuentra los proyectos mineros ubicados en la región de Atacama –que se acentúa mientras más alto se encuentra el mineral- es cómo encontrar la fórmula para extraer esa riqueza y contar con energía a precios competitivos, o al menos, constantes.
Esta dificultad es difícil de soslayar en Chile, sobre todo en el extremo norte (donde opera el Sistema Interconectado del Norte Grande, SING), que no tiene el potencial para desarrollar la hidroelectricidad, pero tampoco el consenso social para construir un parque de generación en base a carbón, quedando como opciones las Energías Renovables (ERNC), que necesitan respaldo termoeléctrico para operar, o bien, el fortalecimiento de la conexión con el Sistema Interconectado Central.
Todo esto es clave para el desarrollo de la minería binacional. Hoy, sólo existe un proyecto de esa condición en plena construcción, que es Pascua Lama, y detrás vienen otras iniciativas que están en etapa de evaluación. En los estudios de factibilidad técnica y económica será clave la disponibilidad y el costo de la energía.
Donde sí podrían haber recursos disponibles cerca de Atacama es en Argentina, país que cuenta con reservas de gas (escasas y declinantes, eso sí) y un poco de mayor holgura que la que tiene Chile del otro lado de la cordillera.
Precisamente, el ministro de Minería de Argentina, Jorge Omar Mayoral, plantea que ambos países pueden hacer un esfuerzo para ayudar a suplir las carencias que existen en ambas naciones que frenan el desarrollo a gran escala de la minería. Sin mencionarlo directamente, aludía a la necesidad de una conexión para poder exportar los productos generados por la minería trasandina por puertos chilenos. Los terminales argentinos más cercanos a las provincias mineras están a más de 1.500 kilómetros y están mucho más lejos de los centros de consumo asiáticos.
Se trata de una situación importante para Argentina, que suma proyectos mineros por US0 mil millones (equivalente al 60% de la cartera de proyectos que existen en Chile) pero que necesita de los puertos nacionales para poder viabilizar la exportación de éstos Por su parte, Argentina podría aportar a Chile la energía necesaria para el desarrollo de los proyectos a este lado de la cordillera.
“Precisamente ese es el sentido de la integración, sumarse para que juntos compensemos en algunos casos carencias cuando existan. Estamos para eso. Para sumar, nosotros hemos sentido siempre, independiente del color político que haya tenido Chile, que siempre en este país ha habido compromiso. Creo que nosotros hemos estado a la altura de las circunstancias, para contribuir en aquellos casos en que haya que hacer esfuerzo para dotar de infraestructura de servicios básicos a los proyectos para que puedan realizarse. Son elementos comunes y ambos países los vamos a resolver”, dijo Mayoral.
El personero también se refirió a Pascua Lama y a las dificultades que ha tenido este proyecto para poder concretarse. “Ellos han asumido que deben mejorar su performance. Ellos nos han planteado que sus principales contratistas, Flúor y Techint, van a poner los ojos sobre el estricto cumplimiento del cronograma y de los costos”, comentó.
Mayoral fue uno de los principales oradores del Encuentro Minero Chileno Argentino, realizado ayer en Santiago y en el que se discutió el estado actual del desarrollo de proyectos mineros en ambos países, como también la cartera de iniciativas binacionales.
El primero de ellos, y por ahora el único, es Pascua Lama, ubicado entre las regiones de Atacama y la argentina San Juan, y que ha tenido una serie de dificultades para poder cumplir con el tiempo y presupuesto programados. Inicialmente, cuando comenzó su construcción (en 2009) se estimaba que la producción partiría en 2013 y que el costo sería de US.700 millones. Hoy la cifra es de US.000 millones y partirá en 2014.
Fuente / Pulso
septiembre 13, 2012 | Industria
La reingeniería llevada a cabo sobre la economía chilena estatal de los años 1970 tuvo importante efecto sobre los sistemas tarifarios de servicios públicos, entre ellos el de la electricidad. La modificación y acierto esencial del año 1982, que reemplazo la anterior ley de 1954, hizo que para tarificar el suministro de electricidad se reemplazaran los antiguos criterios contables sobre activos invertidos y en operación por parte de distintas empresas eléctricas, por criterios de aplicación de precios económicamente eficientes, resultantes esta vez de una proyeccion de los costos de operación de cada sistema eléctrico óptimamente proyectado con una inversión teórica futura cuyos costos minimizan los del plan de obras y su operación económica, revisados cada 6 meses comparándolos con precios libres.
Adicionalmente se reconoció que los distintos segmentos de negocio eran separables y que la regulación debía actuar particularmente sobre los segmentos monopólicos, esto es distribución y transmisión, pero menormente sobre el de la generación, segmento de mercado cuyo desarrollo se dejó a libre decisión de los operadores, no obstante, su operación debía ser coordinada y optimizada globalmente.
El éxito inicial de la innovación fue casi total, lográndose hacia fines de los años 1990 la privatización de gran parte del sector, capitalismo popular de por medio, lo que liberó al Estado de un problema público mediante una solución privada de la que participaron voluntariamente también los anteriores empleados estatales, cuya compra de acciones a cambio de indeminzaciones por años de servicio resultó a breve andar en generosos retornos para los creyentes de la nueva economía.
Recordamos que el sector transmisión independiente, en realidad surge como resultado de una sanción por la integración vertical de Enersis, la que por lo demás fue la principal empresa exportadora de la experiencia chilena en la nueva normativa en generación y distribución hacia países como Argentina, Perú, Colombia, Brasil.
Con el transcurso del tiempo fue reconocido el error de haber privatizado las antiguas empresas estatales, sin antes separar de ellas los importantes activos que eran los derechos de agua de todos los recursos hidroeléctricos estudiados en los 40 años de propiedad del Estado, derechos cuya tenencia permitía desarrollar la hidroelectricidad cuyos costos de operación reducen precios de la electricidad.
Como compensación de una hidroelectricidad restringida por motivos diversos, el protocolo gasífero con Argentina de 1995 permitió la importación de gas natural barato que, generado en nueva tecnología de alta eficiencia y reducida inversión, disminuyeron precios de la electricidad en todo el país hasta que en 2004 Argentina impone a Chile un racionamiento que entonces evidencia errores en la celebración del convenio, situación que hizo recordar la temprana y desoída voz de alerta que originalmente planteaba los riesgos de exponernos a una dependencia energética del país vecino.
En cuanto a cambios normativos con negativas consecuencias de largo plazo plenamente vigentes, tenemos la modificación de la ley que eliminó la sequía extrema y la falla de grandes centrales termoeléctricas como causales de fuerza mayor eximentes de responsabilidad compensatoria a los consumidores. En efecto, el cambio hizo que, en lo inmediato, los contratos regulados con empresas distribuidoras se volviesen indeseables para las empresas generadoras, las que consecuentemente iniciaron “huelga de inversiones y de contratos” impuesta como resultado del desacierto e inoportuno cambio de ley en plena sequía de 1999. La desadaptación de la oferta derivada de ello, finalmente hizo reconocer que se requería reincentivar el interés de las empresas generadoras por el mercado distribuidor, provocando los cambios de la Ley Corta II en 2005 y fuertemente favorables para el sector generador.
El resultado de lo anterior ha sido el termino definitivo del sistema de precios regulados que fue pionero con la ley innovadora de 1982. En efecto, el actual sistema resultante del cambio de ley en 2005 establece más bien un procedimiento regulado de licitación de las demandas eléctricas de las empresas distribuidoras pues, en lo esencial, sólo establece un límite provisorio para el precio máximo de la energía, ya que la no concurrencia de oferentes a un proceso de licitación (como ya ha sucedido tres veces), se resuelve en la ley por la vía de subir el límite hasta que existan oferentes.
Así entonces, como situación actual, en Chile ya no existen precios regulados ligados a una operación eficiente de los sistemas eléctricos verificada semestralmente, sino sólo precios libres válidos por períodos que alcanzan hasta 15 años y que satisfacen a los oferentes cuyos incentivos ya no son los de la ley pionera de 1982, sino más bien los de superar las actuales dificultades de desarrollo eléctrico traspasando todos los riesgos a los consumidores finales de electricidad.
Probablemente haya que modificar normativas para volver a criterios de eficiencia similares a los que inspiraron la reingeniería de los años 1980, particularmente para que los consumidores no sobrelleven precios asociados a costos de producir electricidad con tecnologías ineficientes y que sobrerentan cualquier tecnología eficiente y cuyo desarrollo presenta actualmente sólo incertidumbres.
Destacado: El éxito inicial de la innovación fue casi total, lográndose hacia fines de los años 1990 la privatización de gran parte del sector, capitalismo popular de por medio, lo que liberó al Estado de un problema público.
septiembre 3, 2012 | Industria
(La Tercera) La holgura que tiene el mayor sistema eléctrico del país para cubrir la demanda de suministro se irá reduciendo sistemáticamente esta década. Así se desprende de la información pública de la Comisión Nacional de Energía respecto del crecimiento que tendrá el consumo eléctrico en el país y las nuevas centrales proyectadas en el plan indicativo de obras.
Expertos del sector explican que entre este año y 2014 se incorporarán unos 2.000 MW de capacidad instalada al Sistema Interconectado Central (SIC), que opera entre Taltal y Chiloé, y abastece al 94% de la población del país. Parque total del SIC llegará a unos 14 mil MW.
Con las nuevas centrales, la capacidad de generación disponible del sistema eléctrico llegará en 2014 a unos 76.000 GWh al año, cifra que da una holgura de 32% respecto de los 52.115 GWh anuales que se calculan como demanda de energía para ese año.
Las fuentes agregan que el problema viene después, porque no hay grandes centrales de base previstas.
En la medida en que no se activen grandes proyectos la holgura caerá. Se bajaría a 23% en 2016 y posteriormente puede disminuir a 15% y 10%. Lo más complicado es si existen años muy secos a partir del 2017. En ese caso la oferta no será suficiente.
El director del CDEC-SIC, que representa a los clientes libres (empresas), Juan Cembrado, reconoce que “se nos presenta un escenario con un gran déficit de centrales eficientes”. Por este motivo indica que hace indispensable consensuar a la brevedad las condiciones para desarrollar energías renovables acompañadas de centrales térmicas de base, “posiblemente a gas, en vez de acompañadas de motores diésel como ocurre hoy. Si no lo logramos, pagaremos permanentemente un precio insostenible”.
René Muga, gerente general de la Asociación de Generadoras -gremio que reúne a las principales eléctricas- señala que, en el caso del sistema eléctrico chileno -expuesto a la variabilidad de la hidrología- es necesario contar con un margen de holgura que permita hacer frente a períodos críticos de escasez de energía, y que en el caso de SIC lo da la generación térmica. Bajando del umbral del 25%, dice, el sistema enfrentará un escenario complejo. “Sin ser alarmista, el peligro de reducir las holguras, un sistema como el nuestro debe tener márgenes de reserva razonables y no ajustados, en la medida en que se van ajustando, claramente estamos en una situación de riesgo frente a condiciones hidrológicas complicadas”, dijo.
Además, señala que en la medida en que haya menor disponibilidad de energía de base -carbón, hidroelectricidad-, el sistema usará capacidad de respaldo, que funciona a diésel, lo que traería elevados costos -el petróleo es el insumo más caro, y altos en los niveles de emisión de contaminante. “Desde el punto de vista ambiental no es la mejor solución, ni tampoco competitiva”, dijo.
Fuente / La Tercera
septiembre 3, 2012 | Industria
(La Tercera) El shock en los precios de la energía que afectan a Chile en la última década, producto de la crisis del gas argentino, las sequías y, últimamente, el retraso en los proyectos de inversión en generación y transmisión, ha tenido un negativo efecto en el crecimiento.
Según un estudio de Carlos García, economista y académico de la Universidad Alberto Hurtado, el alza sostenida en los precios de la energía, principalmente en costos marginales -precio que pagan las empresas por comprar energía en el mercado spot-, ha reducido hasta en 2% el producto interno bruto (PIB) anual del país en los últimos diez años.
Según García, un aumento de 10% en los precios de la energía provoca un decrecimiento trimestral de 0,17%, y esto tiene un efecto sistémico en toda la cadena. “Una baja de 0,17% es un número que podría parecer pequeño, pero si se suman todos los trimestres, el impacto se va haciendo grande. En el caso de la crisis del gas argentino, esta habría costado a la economía chilena dos puntos de crecimiento”, dice García. Este ha sido el principal factor de alza de precios de la última década.
El economista señala que esta es una razón que explicaría la ralentización en el crecimiento de la economía durante la década pasada, frente al dinamismo registrado en los 90. Según datos del Banco Central, entre 2004 y 2010 el crecimiento promedio fue de 4,2%.
“Todos estos shocks energéticos coinciden con la desaceleración del crecimiento de la economía, y puede ser la explicación de por qué no tuvimos las tasas de crecimiento de 7% que se observaron en los 90”, dice.
En este sentido, el actual gerente general de la eléctrica Guacolda y decano de la Facultad de Economía de la Universidad Alberto Hurtado, Jorge Rodríguez Grossi, señala que el incremento en el costo afecta principalmente a los sectores productivos, que son intensivos en el uso de este insumo.
“El aumento en el costo de la energía tiene una incidencia muy importante en los sectores productivos, como el forestal, minero, comercio, industrial, y eso obviamente le resta competitividad a la economía”, señala.
Carlos García agrega que el alza en el costo de energía se refleja en la inflación, la que a su vez provoca un alza en las tasas de interés, acentuando el efecto contractivo. Y la situación no se ve menor en los próximos años.
“Hoy la economía mundial se está desacelerando, pero esto es transitorio y se va a recuperar nuevamente en dos o tres años. Cuando esto pase, la presión sobre los precios de la energía va a ser importante, y otra vez vamos a enfrentar una restricción al crecimiento por el lado energético”, advierte.
En el mismo sentido, Rodríguez indica que la tendencia a exigir un mayor nivel de producción eléctrica con métodos no convencionales, dejando de lado tecnologías como el carbón y la hidroelectricidad, también tiene impacto en los costos.
“No podemos ser indiferentes a los costos en la producción eléctrica y, por lo tanto, tenemos que poner especial atención. Si no, estaríamos provocando un crecimiento más débil que el que podríamos tener”, dice el ejecutivo.
Fuente / La Tercera
septiembre 3, 2012 | Industria
(La Tercera) El rechazo de la Corte Suprema al proyecto Castilla, ligado al empresario brasileño Eike Batista, tendrá una serie de consecuencias para el sistema eléctrico. Efecto en precios y menor oferta de energía serán algunos de los impactos de no contar con una generación de 2.100 MW en la Tercera Región, cuya primera etapa se contemplaba para 2016. “La iniciativa representa casi un tercio de las nuevas necesidades de energía del principal sistema eléctrico para los próximos 10 años. No contar con esa oferta tendrá impactos relevantes en costos”, advierte el ex ministro de Economía y presidente de Guacolda, Jorge Rodríguez. Coincide el presidente de Colbún, Bernardo Larraín: “El retraso de los proyectos o la no realización de éstos generarán un encarecimiento de la matriz futura”.
1. La factura para el sistema:US.000 millones
El fallo de la Suprema no será gratis, advierten los expertos. “No habrá apagones o black out, pero sí una energía cara. El efecto de largo plazo es el encarecimiento de todo el sistema”, afirma el ex secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Sebastián Bernstein. No contar con Castilla, explica, tendrá un impacto significativo en los costos de operación del Sistema Interconectado Central (SIC), que va de Taltal a Chiloé y abarca al 94% de la población. Un mayor costo que llega a US$ 1.000 millones, estima. “Sólo entre 2016 y 2018 el mayor costo de operación del sistema en su conjunto sería de US$ 500 millones, porque el costo variable total del sistema central aumentaría en 10%”, indica. Esa factura será mayor en el lapso siguiente. “Si uno extiende el período más allá de 2018, se puede estimar que el mayor costo neto para el sistema de no tener Castilla sería de unos US$ 1.000 millones, independiente de si está HidroAysén”, calcula. Ese mayor costo, señala, lo absorberán una parte los generadores y otra los consumidores.
¿Por qué el alza? Porque para reemplazar la oferta de energía de Castilla habría que operar en mayor volumen con gas natural licuado (GNL), que es un 25% más caro que producir con carbón, precisa.
“Puede ser que el costo total supere los US$ 1.000 millones, porque para sustituir al carbón, además del GNL habrá que recurrir al petróleo diésel, que es dos y hasta tres veces más caro”, apunta María Isabel González, ex secretaria ejecutiva de la CNE. Hasta fines de 2017, añade, habrá limitaciones en la red de transmisión entre Santiago y Copiapó. Con esas restricciones y sin Castilla, habrá que producir más caro en la Región de Atacama, porque no se podrá transportar energía desde la zona sur. “Con Castilla operando, habría más oferta de energía competitiva disponible a nivel local”, dice.
2. El costo de reemplazo
“No es fácil reemplazar un proyecto así con iniciativas competitivas”, enfatiza Vivianne Blanlot, ex secretaria ejecutiva de la CNE. “Las ERNC (Energías Renovables No Convencionales) y la hidroelectricidad pueden hacer un aporte, pero no solucionan el problema, por la magnitud de energía requerida y porque requieren energía de base que sólo la térmica puede dar”, agrega Alejandro Jadresic, ex ministro de Energía.
Para Hugh Rudnick, académico de la Universidad Católica, sin carbón la siguiente alternativa es el GNL, que implica una reorientación de la matriz a un combustible menos contaminante, pero más caro, incluso con los menores costos del shale gas a mediano plazo. “Este desarrollo implicaría en el largo plazo tener que asumir un costo adicional de alrededor de US$ 20 por cada megawatt hora (MWh) generado”, asegura.
Hoy los precios del energético que llega al país varían entre los US$ 15 y US$ 17 por millón de BTU. “El mayor uso de GNL implicará un incremento de, al menos, 20% en el costo de generación”, asegura María Isabel González.
Jadresic menciona que mientras el costo de desarrollo del carbón se aproxima a los US$ 100/MWh, el del GNL llega a US$ 120/MWh y el del petróleo a los US$ 200 MWh.
Para Francisco Aguirre, director de Electroconsultores, una parte de la generación de reemplazo del carbón será con diésel, porque hay oferta instalada por unos 3.000 MW. Pero, agrega, a diferencia de la crisis del gas, en que la generación con petróleo se hizo con centrales de ciclo combinado, ahora se utilizarán equipos menos eficientes y, por lo mismo, más caros. “En la crisis del gas se producía electricidad con petróleo a precios de entre US$ 150 MWh y US$ 200 MWh. Ahora, sin Castilla, el costo irá de US$ 250 hasta US$ 300 MWh, versus los US$ 85 o US$ 90 MWh que se pagarían con Castilla”. En Perú, indica, se han firmado contratos entre grandes clientes y generadoras por US$ 50 y US$ 60 MWh. “Frente a eso, tenemos clientes que tras el fallo han decidido no hacer sus proyectos por falta de energía competitiva”, dice. El problema de los motores diésel, según Blanlot, es que pueden fallar, porque no están diseñados para un funcionamiento continuo.
En el escenario futuro, el aporte de las ERNC no será relevante. “Recién a 2024 representarán el 15% de la matriz”, prevé Rudnick. Blanlot acota: “Un sistema no resiste más de 20% o 25% de ERNC, por un tema de estabilidad”.
3. Efectos en usuarios
La cuenta por el mayor costo de operación del sistema la pagarán principalmente los grandes clientes, pues suscriben directamente sus contratos con las generadoras. “Como los contratos son libres, los costos futuros se traspasan a las tarifas de grandes clientes. Todo lo que implique mayor costo será transferido de inmediato a ellos”, afirma Aguirre.
El tema es crucial para la minería, porque la energía representa el 20% de sus costos. Según datos de Cochilco, la demanda de energía proyectada a 2020 para el sector minero será el doble de lo que requieren hoy, con 3.000 MW adicionales.
Joaquín Villarino, presidente ejecutivo del Consejo Minero, cree que “seguiremos con costos marginales fijados por el diésel y la no incorporación de Castilla implica que en vez de estar a US$ 140 o US$ 150 MWh el precio spot, estará en US$ 220 o US$ 240. El problema es que hoy las empresas no están firmando contratos a largo plazo. Los acuerdos se pactan a precio spot”.
La decisión judicial no sólo traerá alzas de precios para las empresas. También habrá un efecto sobre el sector residencial en las futuras licitaciones de suministro que tendrán que hacer las distribuidoras. “No existe oferta eficiente para cubrir nueva demanda residencial”, asegura Rodrigo Castillo, director ejecutivo de Empresas Eléctricas AG. Este efecto no será de un día para otro. “Dada la lógica que tiene la fijación de precios regulados, con contratos a largo plazo, en el corto plazo los proyectos no tienen un efecto directo sobre los usuarios residenciales, pero la imposibilidad de vislumbrar energía competitiva a futuro en el mediano y largo plazo afectará a las personas en forma significativa”, indica Castillo. Hoy, agrega, las distribuidoras tienen dificultades para colocar ofertas de compra de energía a US$ 130 por MWh. “Cuando partió el sistema de licitación, en 2006, se contrató energía a US$ 60, y ahora, a más del doble de ese precio, no estamos consiguiendo ofertas”, señala.
4. Retraso en proyectos
El rechazo de Castilla tendrá repercusiones para otras iniciativas. La central tiene un efecto en la toma de decisiones del resto de la industria, explica el subsecretario de Energía, Sergio del Campo. “Un proyecto de esta magnitud afecta la entrada de proyectos más pequeños, que no ingresaron en su momento, porque por economías de escala no les resultaba conveniente competir”, indica. Tras el nuevo escenario sin Castilla, añade, “esos proyectos, que no se hicieron y quedaron stand by, tendrán que reaccionar, pero en ese lapso se producirá un alza de precios, particularmente en el mercado spot y también en las licitaciones de las distribuidoras de electricidad”.
Según cifras del gremio generador, sólo el 11% de los proyectos eléctricos de la última década está en construcción. “No hay grandes centrales en construcción para la demanda de los años futuros”, sostiene René Muga, gerente general de la Asociación de Generadoras.
5. Precios altos por seis años
“No hay una amenaza de no contar con energía eléctrica, porque tenemos capacidad instalada que excede la demanda. El problema es que el precio de la energía en Chile es uno de los más caros de América Latina”, dice Jorge Rodríguez.
El país tiene uno de los niveles más altos de precios de la energía para los clientes regulados (hogares). Según la Agencia Internacional de la Energía y la Organización para la Cooperación de Desarrollo Económico (Ocde), desde 1998 los precios de la electricidad para los clientes residenciales chilenos se han casi cuadruplicado. De los 33 países de la Ocde, 22 tienen precios más bajos de la energía para usuarios residenciales que Chile.
Y la tendencia se mantendrá, advierten los expertos. “Al menos hacia 2016, el país seguirá teniendo costos altos por la ausencia de proyectos eficientes”, estima Rodríguez. Aguirre proyecta que los elevados precios se mantendrán por los próximos seis años.
El propio gobierno lo reconoce. “El rechazo del proyecto (Castilla) significará que estaremos por algunos años más con costos de la energía más altos”, dijo esta semana el ministro de Energía, Jorge Bunster. La autoridad explica que hasta que no se concluyan los trabajos de fortalecimiento de la red de transmisión que permitan conectar nueva oferta, dentro de cinco años más los precios no bajarán.
“La no realización del proyecto Castilla perpetuará una situación de elevados precios en el SIC, en particular en el norte del sistema”, agrega Ramón Galaz, gerente general de Valgesta. La expansión del sistema troncal de transmisión y la interconexión del SIC y el SING son positivas, señala Jadresic, pero por sí mismas no resuelven el problema, porque la principal dificultad es la falta de generación. “El precio queda determinado esencialmente por el costo medio de desarrollo de las tecnologías térmicas eficientes, en particular el carbón. Salvo que se impulsara un plan de emergencia para instalar plantas que utilicen carbón o gas, tendremos precios sustancialmente más altos, lo cual frenará la actividad económica, en particular, los proyectos mineros”, advierte.
6. Ordenamiento territorial
El episodio de Castilla demuestra la necesidad de contar con una planificación territorial, afirma Blanlot. “En la Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico (Cade) recomendamos un ordenamiento territorial, que defina áreas vetadas para estas centrales, pero otras zonas aptas para posibles desarrollos termoeléctricos”, señala Blanlot.
Para facilitar la instalación de centrales, consigna el informe del Cade, se debería considerar “la venta de bienes nacionales, el otorgamiento de concesiones en bienes fiscales y facilitar el otorgamiento de permisos territoriales y ambientales, sin relajar los estándares exigidos”.
Una opción, agrega el reporte, es que el Estado desarrolle y pre-apruebe proyectos térmicos en esas zonas o compre proyectos a terceros y los licite y concesione, en un esquema similar al de las carreteras”.
Fuente / La Tercera
