septiembre 3, 2012 | Industria
(La Tercera) La decisión de la Tercera Sala de la Corte Suprema de rechazar la construcción del segundo mayor proyecto energético del país, la Central Castilla, remeció el ambiente empresarial esta semana. Los altos costos de la energía en Chile, la incertidumbre acerca de cómo reemplazar el aporte futuro de la fallida central y las duras declaraciones de unos de los propietarios del proyecto termoeléctrico, el empresario brasileño Eike Batista, son el menú de una polémica que podría prolongarse.
“No entendemos bien el raciocinio de la Suprema para concluir que Castilla es contaminante”, dice con cierta desazón, el presidente de la Sociedad de Fomento Fabril (Sofofa), Andrés Concha, quien asegura que la oposición de una parte de la ciudadanía a este tipo de proyectos llegó para instalarse.
¿Cuál es su posición frente a la decisión de la Suprema de revocar el proyecto Castilla?
Los fallos de la Suprema son los fallos de la Suprema, pero será duro en cuanto a su efecto económico, principalmente en las actividades mineras de la II Región, y controvertido en su interpretación de la legislación ambiental.
– Usted respeta la decisión de la Suprema, pero da señales de discrepancias…
No entendemos bien el raciocinio de la Suprema para concluir que Castilla es contaminante, si sus emisiones no van a generar contaminación. Una central termoeléctrica, al igual que un automóvil o una estufa a leña, en sí pueden ser objetos que emiten, pero no causan necesariamente contaminación si la calidad del aire no representa ningún riesgo para la salud de las personas. En el caso de Castilla, el modelo predictivo utilizado muestra que, en los puntos de mayor concentración, la calidad del aire no alcanzaba ni siquiera el estado de latencia, mucho menos de saturación. Por eso obtuvo una autorización denominada Resolución de Calificación Ambiental (RCA) emitida por la Comisión de Evaluación (ex Corema). Sin embargo, el fallo la declara contaminante conforme a una Ordenanza de urbanismo y construcción de los años 60.
– ¿Ese procedimiento está obsoleto?
Está tácitamente derogado por la Ley 19.300, del año 1994, que define el concepto de contaminación en función del medio en el cual está instalada la fuente emisora. En este caso, se trata de una localización en donde la densidad poblacional es baja, son áreas muy abiertas y los espacios de dispersión de las emisiones son muy amplios, y eso hace que en los puntos de mayor concentración los niveles de calidad del aire sean compatibles con el desarrollo de la vida humana y la naturaleza.
– ¿Entonces la decisión de la Suprema fue poco rigurosa?
No calificamos el juicio que pueden haber tenido los jueces, pero nos llama la atención que en Chile se rechace construir una central de 2.100 MW, mientras en Alemania, reconocido por su conciencia ambiental, hace sólo dos semanas se inauguró otra de 2.200 MW en Colonia, prácticamente con la misma tecnología. Además, hay otras 23 que están en construcción.
– ¿Esto significa la lápida para los proyectos futuros de carbón en Chile?
No diría que significa una lápida para el carbón, porque en las aprobaciones de proyectos eléctricos en Chile ha habido problemas con distintas tecnologías. Ha habido dificultades con algunas hidroeléctricas, con eólicas y también con térmicas. No me extrañaría que en el futuro haya dificultades con algunas solares. Hay una mayor participación de las comunidades en cada uno de estos proyectos, hay cuerpos de abogados muy capacitados que están asesorando a las comunidades y están interponiendo recursos con el propósito de paralizar los proyectos o bien obtener mitigaciones en favor de esas comunidades.
– ¿La población chilena se ha vuelto más ambientalista?
Es indudable que la gente empatiza mucho con esta causa, pero no siempre esta bien informada. Un ejemplo de esto es lo sucedido en Coronel, donde se acaba de construir la central térmica a carbón Bocamina II, que está aledaña a Bocamina I. Bocamina I emitía 117 toneladas/día de material particulado. Hoy las dos emiten 2,2 toneladas/día gracias a las nuevas tecnologías incorporadas. De esto se sabe poco.
Efecto comunicacional
– ¿Ha habido una falla en la comunicación del mundo empresarial respecto de los beneficios y la urgencia de tener centrales eléctricas?
Hay una asimetría entre la información que entregan los proyectos de inversión y las campañas que surgen en contra de estos proyectos. Por otro lado, la ciudadanía aprecia y valora la existencia de servicios tales como la electricidad y los teléfonos, pero se opone la construcción de centrales eléctricas y la instalación de las antenas telefónicas.
Entonces, frente a la caída de un proyecto como Castilla, mucha gente piensa que con esto se está protegiendo mejor el cuidado del medioambiente y no tiene mucha conciencia que al caerse un proyecto de esta naturaleza estamos dejando de generar una actividad que creará empleo y potenciará el desarrollo de muchos otros proyectos. Al caerse Castilla, estamos dejando en una posición muy vulnerable el desarrollo importante que tiene toda una región del país.
– Pero le insisto, ¿falta comunicar mejor la importancia de tener este tipo de proyectos eléctricos?
Producto de esta asimetría, tenemos un déficit comunicacional en el tema eléctrico que hacemos esfuerzos por revertir. Hay que tratar de llegar a la gente con lenguajes más simples en materias que son muy técnicas.
– ¿Los ambientalistas han ganado la lucha comunicacional?
Los ambientalistas han invertido mucho en la parte comunicacional. En Chile hemos tenido una campaña millonaria en contra del desarrollo de energías que son limpias y amigables con el medioambiente como la energía hidráulica de la zona sur. El mundo crece y se expande con generación eléctrica que proviene de todas estas fuentes: carbón, gas natural, hidroelectricidad, energía atómica y en menor grado, las Energías Renovables No Convencionales (ERNC). Parece que en Chile este tipo de oposiciones son mayores que en el resto del mundo.
– ¿Qué implica esta decisión para el abastecimiento eléctrico futuro?
Lo que surge a primera vista es que toma más importancia la interconexión norte-sur (Sing-SIC), lo que permitiría transmitir energía generada con centrales a gas natural en el norte.
– ¿Qué podría reemplazar a Castilla? ¿Se está dando más viabilidad a los proyectos a gas?
Existe circunstancialmente en el norte capacidad instalada ociosa. Pero hay que construir una línea de 600 kilómetros que podría costar unos US$ 700 millones. Esto ayudaría al abastecimiento, pero a otro precio. El gas es hoy día, en Chile, más caro que el carbón. Si estimamos que por lo menos el mayor precio de esta energía va a ser de US$ 20 por MW, en un año tenemos unos US$ 300 millones anuales de mayor costo, tomando como referencia una central de 2.000 MW, que los deberán enfrentar los compradores. El problema es que estamos recurriendo a energías más caras.
Si no tenemos un sistema eléctrico capaz de generar energía a precios competitivos internacionales, estamos dando una ventaja gigantesca a otros países. Hoy Perú es capaz de ofrecer energía a un tercio o a la mitad de lo que se está ofreciendo acá en Chile. ¿Va a ser Chile un país capaz de ser competitivo en materia de energía o sencillamente estamos fuera de competencia? Esta respuesta es clave para definir el futuro de muchas actividades en Chile, entre otras, de la industria.
Batista
– Eike Batista, dueño de Castilla, dijo que invertir en Chile se está volviendo “imposible” a raíz del fallo de la Suprema. ¿Qué le parece esa declaración?
Es una declaración dura, pero comprensible de parte de un inversionista extranjero que ha hecho grandes esfuerzos por dar pleno cumplimiento a las exigencias legales que se la han impuesto en Chile. El proyecto Castilla originalmente se presentó por un valor de US$ 4.400 millones, pero el costo final, dados los cambios que hubo que introducir a petición de la autoridad ambiental y de sus acuerdos con la comunidad, alcanzaba a US$ 5.000 millones. Realmente estamos hablando de mejoras, compensaciones, y mitigaciones valorables en torno de US$ 600 millones.
– De alguna manera usted entiende su grado de ofuscación.
Objetivamente a Batista se le hizo “imposible”. Por otro lado, hoy no existe proyecto eléctrico, sea grande, mediano o pequeño, hidroeléctrico, térmico a carbón o a gas, eólico, biomasa, de cualquier tecnología, que no tenga algún grado de oposición de parte de alguna comunidad o de algún actor vinculado a estos proyectos. Es una realidad que tenemos que reconocer en toda su magnitud, que está retrasando la entrada en servicio no solamente de nuevos proyectos en generación, sino que también la construcción de las nuevas líneas de transmisión.
– ¿Qué le parece que esta decisión de Castilla, de Barrancones y otros problemas que han enfrentado proyectos eléctricos se estén dando en este gobierno?
Es una paradoja que en este gobierno, que puso la norma más estricta del mundo para centrales térmicas y una nueva institucionalidad ambiental recientemente instalada, sucedan estas cosas. Pero lo que muestra esta oposición masiva a los proyectos de inversión es que ella parece no haber llegado de visita, sino más bien a instalarse de manera permanente. Es posible que esta actitud de oposición permanente a los proyectos de inversión comience en algún momento a experimentar un desgaste.
– ¿Qué implica esta decisión para HidroAysén?
Desde un punto de vista de abastecimiento, HidroAysén es hoy más necesario que ayer. Sin embargo, si eventualmente sigue la suerte de Castilla, nuestro país enfrentaría un problema mayor.
Fuente / La Tercera
agosto 28, 2012 | Industria
(El Mercurio) Un nuevo actor se suma al sector energético chileno. Se trata de Latin America Power (LAP), grupo integrado por tres importantes firmas brasileñas -entre ellas BTG Pactual, que a inicios de este año adquirió Celfin-, y que en los próximos cinco años pretende invertir cerca de US$ 2 mil millones en Chile en proyectos hidroeléctricos y eólicos.
Los otros dos integrantes de LAP son el Grupo GMR y el fondo de inversión P2Brasil.
La inversión de la compañía en nuestro país concentrará cerca del 60% a 65% de los recursos por más de US$ 3 mil millones que -en dicho período- considera desembolsar en la región. Aparte de Chile, el grupo contará con proyectos de generación limpia en Perú y en Panamá.
Uno de los aspectos relevantes es que Chile será la matriz regional de LAP para la materialización de estos negocios.
La compañía de generación cuenta, actualmente, con un portafolio de 218 MW ubicados en Chile y Perú en los cuales ya ha invertido US$ 540 millones. Esta capacidad se distribuye en cuatro centrales hidroeléctricas ya en operación y tres en construcción, además de tres en proceso de concesión de licencias para empezar las obras en 2013 y 2014.
Pero la apuesta de la compañía es alcanzar una capacidad de 1.000 MW entre iniciativas en operación y construcción dentro de cinco años.
En nuestro país, hoy la firma tiene en marcha un par de proyectos por 24,5 MW localizados cerca de Temuco. Sin embargo, el master plan de la sociedad considera totalizar 410 MW, de los cuales 160 MW corresponderán a hidroelectricidad y otros 250 MW a iniciativas eólicas.
LAP aspira también a incursionar en proyectos térmicos, pero que operen con biomasa y no con carbón.
La intención de la firma en Chile es concretar sus inversiones con la construcción de desarrollos propios, pero igualmente considera expandirse a través de compras de proyectos a terceros. De todos modos, la entidad se concentrará en obras que no superen los 120 MW a 150 MW. Por ello, no estarían en sus planes entrar como socios a grandes iniciativas como HidroAysén.
Foco en tres países
Los socios -GMR, BTG Pactual y P2Brasil- suscribieron un aporte inicial, a través de un proceso de capitalización liderado por Goldman Sachs, y los recursos serán utilizados para desarrollar el plan de inversiones de la compañía.
«Elegimos Chile, Perú y Panamá para la instalación de nuestro portafolio, porque estos países poseen una combinación de factores que estimulan las inversiones en el sector de generación de energía, con perspectivas de fuerte crecimiento para los próximos años, recursos naturales abundantes y un ambiente institucional, regulatorio y comercial sólido y favorable para la inversión privada», señaló Roberto Sahade, CEO de Latin America Power.
La compañía decidió, igualmente, establecerse en Chile y realizar la mayor parte de sus inversiones en este país ante la creciente demanda de energía, en un escenario de altos precios de ésta.
Apertura en bolsa y fusión en la mira
Para concretar sus planes de crecimiento, una de las fórmulas que analiza Latin America Power para levantar capital fresco es abrirse en bolsa, en el mercado local, o concretar alguna fusión. Pero aún no existe una decisión concreta respecto de esas alternativas.
Para llegar a los 1.000 MW en la región, LAP generará proyectos por 410 MW en Chile, 355 MW en Perú y 235 MW en Panamá, en los próximos cinco años.
Los planes de la compañía comenzaron en septiembre del año pasado, fecha en la que los socios comenzaron a generar estudios, a viajar a los países donde invertirán y a conformar su equipo, integrado hoy por 41 profesionales.
Como su base de operaciones estará en Chile, el CEO de LAP, Roberto Sahade, se instaló en Santiago junto a su familia. La firma tiene oficinas en la capital desde inicios de este año, y están ubicadas en calle Cerro El Plomo, en la comuna de Las Condes.
También cuenta con oficina en Perú y Panamá.
Quiénes son los socios
Grupo GMR es un holding que participa en los rubros energético, forestal, construcción y venta inmobiliaria. GMR energía es el vehículo a través del cual este grupo participa en LAP.
P2Brasil es un fondo de inversión enfocado en infraestructura, resultado de un joint venture entre Pátria Investimentos y Promon S.A. Pátria es uno de los mayores gestores de activos alternativos en Brasil, con US$ 5.800 millones en fondos bajo su gestión y un portafolio diversificado de negocios, incluyendo private equity , consultoría de negocios, administración de capital, infraestructura, energía e inmobiliarias. Promon es una de las empresas líderes en el sector de la ingeniería.
BTG Pactual es uno de los principales gestores globales de recursos con base en mercados emergentes, con más de US$ 65.500 millones en fondos bajo su gestión y/o administración. A inicios de 2012 adquirió a la chilena Celfin.
Fuente / El Mercurio
agosto 16, 2012 | Industria
(La Tercera) La creciente judicialización de los proyectos de generación y transmisión eléctrica es una de las principales preocupaciones del sector. Casos como Castilla, HidroAysén o el parque eólico en Chiloé complican el desarrollo de futuros proyectos energéticos.
Según René Muga, gerente general de la Asociación de Generadoras, gremio que reúne a las principales empresas del sector, esto pasa por un problema de gestión en la evaluación ambiental de las iniciativas. “Muchas veces llegamos a la judicialización porque en la fase de evaluación de los proyectos hay problemas en la gestión, carencias de diálogo informado, incapacidad de las partes para tratar el tema de manera constructiva, y eso termina en tribunales. Hay que tratar de que esos déficit desaparezcan; eso se hace mejorando el modo en que se gestiona el proceso”, señaló.
Indicó que si bien los ciudadanos tienen el derecho de acudir a la justicia, esta no debe ser la que defina la política energética del país
“Nadie está hablando de conculcar los derechos, pero creo que no es razonable que la Corte Suprema sea la que resuelva la calidad de los proyectos y la que haga la política pública en energía en este país. Y eso requiere un mejoramiento y perfeccionamiento en el sistema que hace que los proyectos se evalúen”, dijo.
En este escenario, señaló, falta certeza para que en el futuro proyectos de gran envergadura de tecnologías de base, como el carbón y la hidroelectricidad de embalse, puedan concretarse.
“Se ve complicado un escenario donde otros grandes proyectos de ese tamaño puedan pasar por la aprobación ambiental y desarrollarse de una manera que puedan realmente generar certezas de que se van a hacer. Se requiere una convivencia de proyectos de todo tamaño”, dijo.
Respecto de las críticas de ambientalistas que señalan que hay suficientes proyectos energéticos aprobados para cubrir la demanda al 2020, Muga indica que, sacando de la cartera iniciativas como Castilla, HidroAysén, Barrancones y Energía Minera de Codelco, los proyectos del Sing y considerando la variabilidad de energías como la eólica y solar, no se llega a la meta de incorporar al menos 700 MW anuales a la matriz energética para satisfacer el crecimiento de la demanda, sino que sólo se sumarían entre 400 MW y 500 MW anuales, lo que sería insuficiente.
Según cálculos del gobierno, al 2020 se requiere incorporar en ambos sistemas unos 7.500 MW adicionales.
Fuente / La Tercera
agosto 14, 2012 | Industria
(Revista Electricidad) Con una masiva asistencia de autoridades y representantes del ámbito público y privado se llevó a cabo el foro “Energía: ¿nos estamos quedando a oscuras?”, que fue organizado por el Círculo Legal de ICARE, con el fin de evaluar el escenario energético actual, en términos de su institucionalidad vigente, precios, oferta y demanda, junto con sus proyecciones en el corto y mediano plazo.
Es así como el encuentro contó con la presencia del ministro de Energía Jorge Bunster, quien indicó que la expansión de la generación en los últimos 15 años en sus inicios se vio incentivada por el acceso al gas argentino. Sin embargo, cuando se cortó el suministro el sector debió a recurrir principalmente al carbón y al petróleo.
La autoridad indicó que la matriz energética actual es un 62% térmica y un 35% hidroeléctrica, escenario que entrega seguridad, al no depender del nivel de precipitaciones, pero que tienen efectos adversos, como el volumen de emisiones de CO2, el tratarse de combustibles principalmente importados, y la dependencia que existe de los precios internacionales.
Junto a lo anterior, el ministro destacó que los énfasis de su gestión en el corto plazo se orientan al ámbito de la transmisión, con los proyectos de ley de concesiones eléctricas y el de la carretera eléctrica; el impulso a las ERNC, a través de la licitación de bloques de energía, la clarificación de la ley 20/20, y el proyecto de ley de geotermia; el plan de acción de eficiencia energética; y el mercado eléctrico, a través de cambios en el reglamento de los CDEC, la definición del reglamento del Net Metering, y el rol del comercializador de energía.
Por su parte, Francisco Aguirre, director ejecutivo de Electroconsultores Ltda., destacó la importancia de aprovechar los recursos energéticos que Chile posee, a través de la hidroelectricidad, las centrales de pasada, y los embalses grandes y pequeños; el disponer del carbón como respaldo de la hidroelectricidad; el desarrollo de las ERNC eficientes, como es el caso de la geotermia; y la definición de una carretera eléctrica extensa.
Desafíos y proyecciones
La jornada contó además con la participación de Sebastián Bernstein, Socio Director de Synex, quien indicó que el mercado eléctrico enfrenta una serie de dificultades debido al freno que están experimentando algunos proyectos de generación y de líneas de transmisión, lo que limita a la oferta, y que por ende, impacta en los precios.
Frente a este escenario, el experto recomendó el trabajar para lograr una mayor precisión en las normas de aprobación ambiental y mitigación; el promover una mayor información pública y el incentivar el diálogo con las comunidades.
En materia de costos de la energía, Sebastián Bernstein indicó que los precios teóricos a carbón se sitúan en los US8/MWh; mientras que para el GNL se ubica en los US25/MWh, considerando que el precio de dicho combustible sea de US3 /MBTu.
En esta línea, los precios podrían disminuir gracias a una mayor oferta de proyectos; el eventual acceso a GNL más económico (shale gas); el desarrollo de nuevas líneas para evitar la congestión y facilitar la conformación de polos de generación; y el fomento de la competitividad de las ERNC.
En este contexto, Ignacio Toro, director ejecutivo del Servicio de Evaluación Ambiental, se refirió a los aspectos que ayudarían a agilizar la aprobación de los proyectos energéticos, como la necesidad de contar con una institucionalidad que entregue confianza a los distintos estamentos que se vinculan con el desarrollo de este tipo de iniciativas.
De manera adicional, resaltó la importancia de mejorar los estudios de impacto ambiental, haciendo hincapié en lo relevante que es reconocer los grandes impactos de cada proyecto, con el fin de definir las mitigaciones correspondientes; junto con el diseño de incentivos que permitan que las comunidades se beneficien de las iniciativas que se ubiquen en su territorio.
Fuente / Revista Electricidad
agosto 6, 2012 | Industria
(El Mercurio) Una de las problemáticas que busca atacar el Gobierno con una mayor cantidad de centrales hidroeléctricas en la matriz es el nivel de emisiones de CO2 del parque generador nacional.
Y es que Chile ocupa el segundo lugar en Sudamérica como el país menos eficiente en la cantidad de CO2 por MW/h.
De acuerdo con un índice que elabora la compañía Pacific Hydro en conjunto con el Programa de Gestión y Economía Ambiental (Progea) de la Fundación para la Transparencia de la Universidad de Chile, nuestro país emite 0,37 tonelada de CO2 por MW/h, número que sólo es superado en la región por Bolivia que registra 0,39 tonelada de CO2 por MW/h.
En contraste, países como Paraguay, Brasil y Colombia lideran el ranking como los más eficientes, anotando números que llegan hasta la 0,17 tonelada de CO2 por MW/h.
Según el gerente general de Pacific Hydro, José Antonio Valdés, el mal pie que tiene Chile en esta materia responde a una matriz eléctrica desbalanceada, donde la hidroelectricidad y las Energías Renovables No Convencionales no tienen un rol preponderante.
«Colombia tiene una matriz de generación con un componente mucho más hidroeléctrico a diferencia de Chile. Por eso tiene un índice de 0,17 tonelada de CO2 por MW/h», afirma el ejecutivo.
Ejemplo de lo anterior es que mientras Chile tiene una capacidad instalada de 42% en centrales hidroeléctricas, Colombia anota un total de 72%. En el caso de Perú, que se posiciona en el quinto lugar del índice, su porcentaje en este tipo de tecnología llega a 57,6%.
Valdés agrega otro dato para entender esta menor eficiencia en emisiones contaminantes que tiene Chile. «Lo que ha llevado a estos niveles responde, en parte, a la gran cantidad de centrales diésel que deberían operar como respaldo y que hoy actúan en el Sistema Interconectado Central (SIC) como base para entregar energía. Eso no puede ser, ya que se emite mucho más CO2 a toda hora», indica el ejecutivo.
El estudio también concluye que Chile tiene un alto potencial hidroeléctrico que no está siendo aprovechado por la dificultad que están teniendo para desarrollarse este tipo de iniciativas.
Nivel de Chile en la OCDE
Chile ocupa el lugar número 16 dentro de los 32 países de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE).
El ranking es liderado por Islandia con un 0% de tonelada de CO {-2} por MW/h, seguido por Noruega y Suiza con el 0,02 y 0,04, respectivamente.
En contraste, los peores niveles de eficiencia del parque generador los anotan Estonia con 1,25; Polonia con 1, y Australia con el 0,85.
José Antonio Valdés señala que con el potencial hidroeléctrico que tiene Chile, fácilmente se debería posicionar entre los diez países con los mejores índices de la OCDE.
Fuente / El Mercurio
