AGENDA PARA IMPULSAR LAS INVERSIONES EN GENERACION ELECTRICA DE BASE
SEGUNDO INFORME1
SEBASTIAN BERNSTEIN GABRIEL BITRÁN
ALEJANDRO JADRESIC MARCELO TOKMAN
OCTUBRE 2013
1 Este es el segundo informe de un estudio encargado por la Confederación de la Producción y el Comercio con el objeto de proponer acciones destinadas a reactivar las inversiones en centrales generadoras de energía de base en el Sistema Interconectado Central. El primer informe fue entregado en Julio de 2013. Las opiniones son de exclusiva responsabilidad de los autores y no comprometen a la entidad contratante.
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CONTENIDO Resumen y conclusiones 3
1. Introducción 22
2. Balance de energía 2020-‐2030 28
3. Participación ciudadana informada y accountability 42
4. Aportes a comunidades locales 46
5. Ordenamiento territorial 50
6. Tramitación de permisos 56 -‐
7. Sistemas de transmisión 70
8. Licitaciones de suministro de distribuidoras 75
Anexo. Permisos aplicables a proyectos de generación eléctrica 87
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Resumen y Conclusiones
Objetivo del estudio Este es el segundo informe de un estudio encargado por la Confederación de la Producción y el Comercio (CPC) con el objeto de proponer una agenda destinada a reactivar la inversión en grandes centrales generadoras de base en el Sistema Interconectado Central (SIC). Dichas centrales son esenciales para el funcionamiento continuo, seguro y eficiente de un sistema eléctrico, pues permiten proveer grandes bloques de energía en forma constante y a relativo bajo costo de generación. Normalmente en el SIC esta función ha sido satisfecha por centrales hidroeléctricas, termoeléctricas a carbón, plantas de ciclo combinado que emplean gas natural y algunos aportes de plantas que usan biomasa. A futuro se podrán sumar sistemas basados en energías renovables no convencionales (ERNC) de producción continua y eventualmente plantas núcleo-‐eléctricas. En el primer informe se realizó un diagnóstico de las dificultades que actualmente existen para desarrollar proyectos de generación de base, se presentaron proyecciones de la posible evolución de la demanda y capacidad de generación en el SIC hasta el 2020 y se formularon propuestas que contribuyeran al éxito de las licitaciones de suministro del consumo regulado de las empresas distribuidoras, poniendo el foco en los requerimientos de energía que se generarán en el período 2014-‐2020. En este este segundo informe se amplían las proyecciones de demanda y capacidad de generación al período 2020-‐2030, considerando la integración de los sistemas SIC y SING. Posteriormente se formulan propuestas respecto de los siguientes temas: participación ciudadana y acción responsable de la autoridad, aportes a las comunidades locales, ordenamiento territorial, tramitación de permisos administrativos, expansión de los sistemas de transmisión y licitaciones de suministros de distribuidoras para consumos en el período 2020-‐2030. En su conjunto, las proposiciones realizadas en este estudio pretenden contribuir al establecimiento de un “nuevo trato” que cuente con un amplio acuerdo y permita reactivar las inversiones que el país requiere en materia de generación eléctrica de base y la transmisión eléctrica asociada. Síntesis del primer informe Diagnóstico de la situación actual La disminución en el ritmo de inversiones en grandes centrales de base está incidiendo en un notable aumento de los precios de la electricidad y una creciente dificultad de las empresas
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distribuidoras y grandes clientes industriales para renovar sus contratos de suministros. La paralización del ritmo de inversiones es una de las principales amenazas al crecimiento y competitividad de la economía chilena. El problema no es la falta de interés en invertir, sino la dificultad para concretar proyectos debido a la creciente oposición de grupos ciudadanos y a las trabas administrativas, políticas y judiciales que se han ido generando. Entre las razones se encuentran la pérdida de confianza en la institucionalidad, la falta de espacios de participación, la capacidad de grupos de oponerse a proyectos por motivos ambientales y otras razones, la desinformación en materias energética, una comunidad local menos dispuesta a aceptar inversiones con una distribución geográfica inequitativa de costos y beneficios, y una creciente competencia por usos alternativos del territorio. Al no poderse aprovechar plenamente los recursos hídricos o construir plantas de carbón, el costo medio de desarrollo del SIC está pasando de US$ 80-‐90 por MWh a US$ 120-‐130, en el caso que se puedan desarrollar masivamente centrales en base a GNL (o más si se debe recurrir a centrales en base a petróleo diesel). Dicha diferencia aplicada a la generación total del SIC implica un mayor costo de US$ 2.000 millones anuales que deberán soportar los clientes residenciales e industriales. Esta situación dañaría la competitividad de la economía, originando el cese de operaciones de industrias y el consecuente impacto negativo en la producción, la inversión y el empleo. Escenarios 2014-‐2020 En el mediano plazo (2013-‐2016) el escenario de abastecimiento será un poco más relajado, pues se están incorporando unos 900 MW de capacidad de base de proyectos convencionales y unos 300 MW en ERNC en desarrollo. Pero a partir de 2017 la situación es más preocupante, pues no está claro cuándo se podrán concretar nuevos proyectos hidroeléctricos o termoeléctricos de gran tamaño, o la interconexión SIC-‐SING. Ello está dificultando el ofrecimiento contratos de suministro eléctrico a mediano y largo plazo. Para hacer frente a esta coyuntura y evitar aumentos en los costos marginales que pueden llegar a 140 -‐150 US$/MWh para hidrología media en 2018 y 2019, se plantea la posibilidad de que las centrales de ciclo combinado que aún no lo han hecho, suscriban contratos de suministro permanente, descarga y gasificación de GNL y/o cierren sus ciclos abiertos. El uso continuo de los ciclos combinados existentes permitiría movilizar hasta unos 1.000 MW en centrales de base que hoy operan con petróleo diesel o esporádicamente con GNL adquirido en el mercado spot. La disponibilidad de contratos de largo plazo de GNL a precios competitivos se vislumbra como una condición necesaria, pero no suficiente, para cubrir a costos razonables la demanda del SIC hasta el 2020. Adicionalmente se requiere concretar la interconexión SIC-‐SING, la construcción
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de un número significativo de centrales de base cuyo inicio es aún incierto y un volumen creciente de proyectos ERNC, consistente con las metas previstas en las políticas vigentes. El suministro de la demanda que se originará a partir del 2020 es un desafío aún más complejo. Exige decisiones de inversión que deberán ser tomadas en los próximos tres años, lo cual requiere a su vez una dinámica de aprobación ambiental, gestión pública, consenso político y aceptación social sobre el desarrollo de grandes proyectos de base (hidroeléctricos, termoeléctricos o nucleoeléctricos) que hoy no existe. Las ERNC contribuirán a abastecer dicha demanda, pero por la naturaleza variable o intermitente de parte de ella, de ninguna manera serán suficientes. Licitaciones de suministro 2014-‐2020 Consistente con el análisis anterior, en el período 2014-‐2020 los contratos de suministro de las distribuidoras podrían satisfacerse de manera económica esencialmente mediante el uso de gas natural en las centrales de ciclo abierto y combinado existentes, sin perjuicio del aporte que harían otras fuentes, incluyendo las ERNC. Difícilmente las licitaciones podrán estimular inversiones en grandes proyectos que estén operativos antes que concluya este período. Es conveniente que los contratos con las distribuidoras se extiendan al menos hasta el 2026 (inclusive) para que los oferentes que disponen de centrales de ciclo combinado puedan respaldar diez o más años de operación con contratos de suministro de GNL, los que difícilmente aportarán gas antes de 2017. Por la misma razón hasta ese año es recomendable que los interesados tengan la opción de indexar el precio ofertado según la evolución del costo marginal, con un precio techo equivalente al costo variable de operar centrales de ciclo combinado con diesel (alrededor de US$ 180/MWh). De esta forma se aminora el riesgo de un descalce excesivo entre el costo de adquirir electricidad en el mercado spot y el precio de venta a las distribuidoras. El riesgo para los clientes finales es reducido, por la fijación de un precio techo y porque los costos marginales esperados en los próximos tres años son menores. La indexación alternativa en el período 2014-‐16 debiera ser opcional, pues algunos generadores podrían preferir un indexador tradicional para todo el período de la licitación. Aun cuando no es recomendable que los clientes regulados estén expuestos a los costos marginales (con el tope indicado), lo crítico de la situación de suministro por la que atraviesa el sistema amerita la aplicación de esta medida excepcional por un período breve y limitado de tiempo. El bloque total debiera dividirse en sub-‐bloques más pequeños y sumables, de manera de posibilitar la participación de centrales y operadores más pequeños, incluyendo ERNC como las mini-‐hidro, solares, eólicas o de biomasa. Debería darse un plazo suficiente para que los interesados puedan negociar sus contratos de suministro de gas de largo plazo u otros combustibles, o tramitar permisos pendientes antes de presentar sus ofertas en esta licitación.
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Síntesis segundo informe Escenarios 2020-‐2030 Las proyecciones de consumo a partir del 2020 se realizan para el conjunto SIC+SING, pues se asume que ese año ya se habrá concretado la interconexión entre ambos sistemas. En 2020 se estima que la generación bruta en ellos deberá alcanzará 101 TWh, valor que resulta de considerar los requerimientos de grandes empresas y mineras, según sus actuales proyectos de inversión y un 5% de crecimiento anual para los consumos restantes. Hacia 2030 la generación bruta se estima en 152 TWh, considerando el consumo per cápita que hoy tiene un conjunto de países desarrollados. 2 El aumento de 51 TWh en la década equivale a un crecimiento de 4,1% anual en la generación bruta, inferior al crecimiento histórico. Estas proyecciones consideran los efectos de una política de incentivo a la eficiencia energética. Para cubrir esta demanda, se considera inicialmente un escenario de referencia, con una oferta de generación que permite satisfacer la demanda proyectada de manera eficiente, cumpliendo con la meta ERNC del 20% en 2025. Asimismo, se supone que el país es capaz de implementar las medidas y acuerdos necesarios para viabilizar los proyectos energéticos requeridos. Dados la iniciativa legal que pretende que las ERNC alcancen un 20% de la matriz de generación hacia el 2025, los elevados precios que tiene la electricidad en Chile y la disminución en los costos de las nuevas tecnologías, es esperable que las ERNC cubran una proporción significativa del crecimiento del consumo que se producirá entre 2020 y 2030. De acuerdo a nuestro análisis, al aporte de las ERNC al crecimiento de la demanda en el período podría alcanzar unos 22 TWh, equivalente a un 43% de dicho crecimiento. Sólo una pequeña proporción de este aporte puede considerarse como energía de base. Esfuerzos por incrementar aún más dicho aporte podrían implicar importantes costos al sistema y una menor competitividad de la industria, debido a los costos de inversión y operación requeridos para compensar la intermitencia de las plantas eólicas y solar fotovoltaica, las que serán las tecnologías ERNC de mayor desarrollo. El mayor consumo eléctrico que no resulte cubierto con ERNC sería abastecido por centrales hidroeléctricas y termoeléctricas. Las primeras tiene importantes ventajas, pues constituye una fuente doméstica y limpia de energía, abundante, de bajo costo, de alta regularidad y que permite además compensar las intermitencias de la generación en base a ERNC. Particularmente relevante para el desarrollo del sector serán las decisiones que se adopten respecto de las centrales hidroeléctricas en Aysén. Si se realizan los proyectos de Hidroaysén y Energía Austral, hacia fines de la década dichos proyectos aportarán unos 23 TWh al año,
2 Se considera que el consumo per cápita crece de su nivel actual de 3.700 KWh a 8.000 KWh en 2030. Este último es el consumo que actualmente tienen un conjunto de países desarrollados cuyo PIB per cápita es de US$ 28.200 (en dólares del 2000).
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monto similar al aporte de las ERNC. A esa energía se podrán sumar unos 5 TWh provenientes de centrales hidroeléctricas en la zona centro-‐sur del país, totalizando un aporte hidroeléctrico total de 28 TWh. En este escenario de referencia, se requiere un crecimiento marginal en el aporte de energía termoeléctrica, el que ha sido estimado en 1 TWh. Dicho saldo puede ser abastecido por una mayor capacidad de centrales en base a GNL o carbón, sin perjuicio de las inversiones que se requieran para garantizar la seguridad de operación del sistema o reponer la capacidad de generación que concluya su vida útil. También se considera un escenario alternativo, que difiere del anterior esencialmente en que las centrales hidroeléctricas de la región de Aysén no podrán iniciar su construcción a tiempo para aportar energía en la década 2020-‐2030. Supone en todo caso que nuestro país es capaz de implementar las medidas y acuerdos necesarios para viabilizar otros proyectos energéticos requeridos, incluyendo centrales hidroeléctricas en la zona centro-‐sur, plantas termoeléctricas a carbón o gas, y en base a ERNC. En este escenario alternativo, se considera que el aporte de las centrales hidroeléctricas de la zona centro-‐sur puede aumentar de 5 a 9 TWh. En cambio, se supone que las ERNC no podrán aumentar su participación ya elevada en la matriz eléctrica (20% en 2025) esencialmente por la dificultad técnica para absorber las intermitencias y variabilidad de la generación eólica y solar fotovoltaica, dificultad que de hecho se podría intensificar al no contar con la capacidad de regulación diaria de los proyectos de Aysén. En consecuencia, en este escenario alternativo, sería necesario cubrir del orden de 20 TWh (correspondiente a cerca de 2.700 MW) con plantas termoeléctricas. Dicha energía podría provenir de centrales alimentadas con carbón o gas natural. Es menos probable que en este período se puedan concretar unidades nucleoeléctricas. Qué tipo de fuente termoeléctrica se utilice tiene distintas implicancias económicas y ambientales. El carbón tiene un costo relativamente menor y un mercado confiable, incluyendo suministros potenciales desde Magallanes. El gas natural tiene algunas ventajas ambientales, pero es más caro y su abastecimiento es más complejo e incierto. La nucleoelectricidad no emite GEI, pero enfrenta dificultades regulatorias, incertidumbre en costos y mala percepción pública. Se desarrollen o no centrales hidroeléctricas y ERNC, es fundamental para la competitividad del sector que se preserve la posibilidad de realizar proyectos termoeléctricos, en particular en base a carbón. Dicha posibilidad permite disciplinar el mercado, manteniendo precios competitivos para los consumidores industriales y residenciales. El abandono de proyectos relevantes a carbón y su reemplazo por centrales operando con GNL es ciertamente posible, pero puede implicar precios de largo plazo que pueden ser hasta 40% superiores y mayores riesgos de abastecimiento. Es conveniente que la ciudadanía tenga conciencia del costo que asume cuando se abandona la opción del carbón reemplazándola por el GNL.
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Dados los compromisos suscritos por Chile, es posible que se pretenda establecer limitaciones a las emisiones de CO2, por ejemplo mediante impuestos o permisos transables (“cap & trade”). Al respecto se debe tener en cuenta que la iniciativa 20/25 ya constituye un cargo indirecto a las fuentes termoeléctricas, que dichas limitaciones encarecen el precio de la energía y que la forma más efectiva de limitar las emisiones de CO2 sería desarrollando las centrales hidroeléctricas de Aysén y/o la nucleoelectricidad. Incluso si no se concretan proyectos nucleoeléctricos en el período 2020-‐2030, es necesario desarrollar los estudios, el marco regulatorio y la institucionalidad requeridos para impulsar dicha opción a futuro, si así el país lo decide, pues dichas tareas toman mucho tiempo. Las perspectivas de la nucleoelectricidad podrían mejorar con avances tecnológicos que la hagan percibir como más seguras y con costos competitivos para Chile. Los escenarios planteados en esta sección sólo serán posibles en la medida que se adopten las acciones destinadas a resolver las causas de fondo que están generando el estancamiento de las inversiones en generación de base. De lo contrario, se producirá un déficit creciente que eventualmente será resuelto, como en el pasado reciente, mediante la instalación de equipos a diésel y fuel oil, con las negativas consecuencias en términos de costos y contaminación. De perpetuarse, este sería un escenario catastrófico, con una caída pronunciada en el crecimiento de la demanda y menores tasas de crecimiento y competitividad de la economía. En promedio se requerirán incorporar 5 TWh adicionales al año en la década 2020-‐2030, sólo para abastecer el mayor consumo proyectado. Este es un requisito mínimo, porque Chile requiere avanzar hacia un sistema eléctrico con mayores holguras en la capacidad disponible, no sólo para tener más seguridad en el abastecimiento, sino también una mayor competencia. Teniendo en cuenta todo lo anterior, se estima que en promedio se requerirá aportar al menos 5 TWh al año en la década 2020-‐2030, de los cuales en promedio 2 TWh (40%) deberán provenir de las ERNC, y 3 TWh (60%) de hidroelectricidad y/o de termoelectricidad carbón-‐gas. En términos de potencia esto equivale referencialmente a 1.200 MW al año, distribuidos en 600 MW de ERNC, y el saldo en hidroelectricidad y/o de energía termoeléctrica. Participación ciudadana informada y accountability En un contexto de creciente pérdida de confianza en la institucionalidad, malestar por la falta de espacios de participación ciudadana y desinformación sobre materias energéticas y ambientales, la ciudadanía se organiza y moviliza para oponerse a los proyectos que considera tienen impactos ambientales negativos. Los conflictos se han potenciado por una percepción de debilitamiento institucional y falta de liderazgo. Esa percepción surge de acciones de la autoridad política y/o de los tribunales que se contradicen o que interfieren con decisiones administrativas y permisos otorgados. La falta de
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mecanismos que incentiven una acción responsable (accountability) y la desinformación ciudadana lleva a que las autoridades no estén dispuestas a asumir costos políticos hoy para que se materialicen inversiones cuyos beneficios se percibirán en el futuro. En el contexto descrito es de vital importancia que la opinión pública pueda contar con información veraz y objetiva en materia energética, la que muchas veces resulta sesgada en función de lo sustentado por diversos grupos de interés. Una opinión pública informada es la base de un debate serio y constructivo, en búsqueda del interés común de la sociedad. Del cometido de educar e informar responsablemente a la opinión pública hay actores que no pueden sustraerse. Desde luego, el principal de ellos es el Gobierno, quien debe proveer información oportuna, completa, equilibrada y veraz sobre la situación energética nacional y sobre sus proyecciones de mediano y largo plazo. Asimismo, tal como algunos grupos de interés promueven legítimamente sus visiones en términos de tecnologías de generación o de manejo del medio ambiente, los gremios y empresas pueden también hacer un trabajo serio y sistemático en orden a informar y sensibilizar a la opinión pública. También debieran las universidades y centros de investigación independientes desarrollar estudios sobre la problemática energética. Además de contar con una opinión pública más informada, es necesario también avanzar en mejorar los espacios institucionales de participación ciudadana. Con ello será posible que los aportes de los movimientos sociales y ciudadanos puedan ser incorporados de mejor manera en la discusión y el diseño de tanto las políticas públicas, como en proyectos energéticos específicos. Asimismo, fortalecer los espacios institucionales de participación permitirá reducir los cuestionamientos sobre la legitimidad del sistema y atenuar el uso de otros mecanismos de presión, como las movilizaciones y los diversos recursos administrativos y judiciales. Consistente con estos planteamientos, estimamos pertinente formular las siguientes propuestas:
1. Que se ejecute y publique un informe público bianual del estado y las proyecciones de la situación energética nacional (en términos de oferta, demanda, precios, seguridad y efectos ambientales locales y globales). Este informe debiera ser licitado internacionalmente por el Ministerio de Energía. Los resultados del estudio debieran ser divulgados y debatidos a nivel nacional;
2. Que se ejecute y publique un informe público bianual de la competitividad de las principales industrias de la economía nacional en función de los costos actuales y proyectados de la energía. Este informe debiera ser licitado internacionalmente por el Ministerio de Economía o el Consejo Nacional de Innovación para la Competitividad (CNIC). Los resultados del estudio debieran ser divulgados y debatidos a nivel nacional.
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3. Que el Ministro de Energía entregue una Cuenta Anual sobre el estado del sector eléctrico, proyectos de generación y líneas de transmisión puestas en servicio en el último año, proyectos aprobados y en desarrollo, precios de la energía actuales y proyectados a nivel residencial e industrial, balance oferta/demanda del sector eléctrico proyectado para los próximos 5 años en función de los proyectos ciertos, leyes y reglamentos promulgados y en discusión, etc.
4. Se estima pertinente rescatar la propuesta de la CADE (noviembre 2011) en orden a crear un “Sistema permanente de información pública energético-‐ambiental”. Dicho sistema consiste en una plataforma abierta, interactiva y de consulta permanente de estos temas que permita al público ilustrarse adecuadamente y así construir sus opiniones de manera informada.
5. Es preciso perfeccionar los mecanismos contemplados en el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental en línea a lo propuesto en el informe CADE: mejorando la forma en la que los proyectos son presentados u explicados a la comunidad, modificando los plazos y contemplando espacios de participación en las distintas etapas. Asimismo, resultaría conveniente establecer mecanismos de dialogo con la comunidad previamente al ingreso formal del proyecto al SEA. Con ese fin, cabe destacar la “Guía para la Participación Anticipada de la Comunidad en Proyectos que se Presentan al SEIA”, publicada este año por el SEA y que en parte aborda lo relativo a instancias de participación previas a las establecidas en el SEIA.
6. Finalmente, es conveniente que los clientes regulados perciban el costo real de la
energía y/o de una eventual introducción forzosa excesiva de ERNC a la matriz eléctrica, salvo para proteger a las familias socio-‐económicamente más vulnerables, mejorando el sistema actual de subsidios eléctricos. En consecuencia, hay que preservar un sistema regulatorio que traspase a los clientes regulados los reales costos de la energía.
Aportes a comunidades locales Una de las causas de fondo de la oposición y las dificultades que enfrentan los proyectos de generación y de transmisión eléctrica es la distribución geográfica inequitativa de los beneficios y costos de esos proyectos. Mientras los impactos ambientales y sociales asociados a la construcción y operación de las centrales y líneas afectan casi exclusivamente a los habitantes de las comunas en las cuales éstas se sitúan, los beneficios son mayoritariamente percibidos a nivel nacional o por el sistema interconectado que incorpora las nuevas obras.
Esta tensión ha resultado en un sistema de negociaciones bilaterales no reguladas y muchas veces ineficientes e injustas, entre los titulares de los proyectos e integrantes de las comunidades locales. Es injusto porque la compensación resultante depende más del poder de
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negociación de las partes que del impacto generado por el proyecto y no necesariamente beneficia a la comunidad afectada. Es ineficiente porque la negociación es costosa y puede transformarse en un gran obstáculo al desarrollo de nuevos proyectos de inversión eléctrica que son beneficiosos para el país. Para hacer frente a este problema se propone implementar dos mecanismos regulados de compensación a las comunidades locales que permitan mejorar la equidad en la distribución de los beneficios y costos asociados a su desarrollo y operación.
El primer mecanismo consiste en una modificación del reglamento de patentes municipales que introduzca la capacidad instalada de generación (o de transmisión, según sea el caso) como un nuevo factor de distribución para el pago de la patente de las empresas generadoras (y transmisoras). Así, el monto de las patentes se distribuirá entre las comunas de la casa matriz y de las centrales (o líneas) en función tanto de los trabajadores como de la potencia. El segundo mecanismo es un aporte obligatorio que las empresas que conecten centrales de generación o líneas de transmisión a un sistema interconectado de mayor tamaño (SIC o SING), deberán pagar a los municipios donde se localicen dichas instalaciones, con el objeto de financiar proyectos de desarrollo local. Dicho pago puede ser proporcional a la potencia instalada o la inversión realizada, e imputarse como crédito contra las obligaciones tributarias, de modo que equivalga a una redistribución de la recaudación de impuestos desde el gobierno central a los municipios. El pago se puede distribuir a lo largo de la vida útil del proyecto (por ejemplo, en un plazo de 10 a 20 años) expresar en función de la energía aportada, de modo que el aporte guarde relación con la operación efectiva de la planta (o línea). El pago no debiera superar el 1% de la inversión.
Los municipios favorecidos estarían obligados a implementar procesos transparentes y participativos para proponer, evaluar y decidir las iniciativas de desarrollo local. Se debería establecer mecanismos que posibiliten su ejecución expedita y el control de los recursos aportados. Los municipios tendrían la facultad de encargar a la propia empresa eléctrica la implementación y operación, aprovechando la flexibilidad e interés que estas tienen en el éxito de las iniciativas.
El aporte obligatorio se pagaría sin perjuicio de las acciones y aportes adicionales que las empresas deseen realizar en beneficio de las comunidades afectadas por los proyectos de inversión. El primero sería esencialmente una redistribución de fondos fiscales desde el gobierno central a las comunidades afectadas, mientras los segundos pueden ser concebidos como una contribución de los inversionistas al desarrollo de dichas comunidades.
El aporte obligatorio se establecería por ley, no sólo porque lo requiere nuestro marco constitucional, sino porque las especificidades del diseño deben contar con la mayor legitimidad posible. La discusión en el parlamento, bien conducida, garantiza que todos los puntos de vista hayan podido ser expresados y considerados.
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Es fundamental que el proceso de decisión sobre el uso de los recursos liderado por el municipio sea transparente, participativo y eficiente. Sólo en la medida que la comunidad perciba que el aporte está siendo utilizado para financiar obras que efectivamente contribuyen al desarrollo local y que pudo participar en la generación y selección de las obras, se favorecerá el apoyo local al desarrollo de los proyectos energéticos.
En último término se busca obtener el apoyo de las comunidades locales al desarrollo de proyectos de generación y transmisión que no solo beneficiarán a la sociedad en general, sino también a las comunidades afectadas. La mejor manera de asegurar un desarrollo sustentable del sector eléctrico es que haya muchas comunidades interesadas en atraer nuevas inversiones, sabiendo que ellas podrán obtener parte de sus beneficios y no solo sus costos. De esta forma se logrará concretar el concepto de valor social compartido (“shared value”).
Ordenamiento territorial La creciente competencia por el uso del territorio entre distintos fines productivos y de preservación es otra causa de fondo que está generando conflictos en el desarrollo de los proyectos energéticos y judicializando la tramitación de sus permisos ambientales. A medida que han aumentado la población y la actividad económica, se ha hecho más frecuente que la localización de un proyecto de generación entre en conflicto con usos alternativos para ese mismo territorio, como son los turísticos, residenciales, agrícolas o de protección de la biodiversidad, el patrimonio cultural y los pueblos originarios. Este conflicto ocurre tanto respecto del uso del suelo, como del borde costero y marítimo. Parte importante de los conflictos que han retrasado y eventualmente impedido la materialización de proyectos energéticos se ha producido por visiones discrepantes sobre la compatibilidad de la instalación de infraestructura energética con los usos autorizados del territorio o, alternativamente, con la definición de dicho territorio como área de protección del patrimonio ambiental o cultural. La principal razón de estos conflictos es la falta de un sistema integrado de ordenamiento territorial que considere la totalidad del territorio de un modo coherente: hay una gran diversidad de cuerpos normativos que regulan el uso del territorio, sin que existan mecanismos que permitan coordinar las distintas regulaciones. La coexistencia de una multiplicidad de instrumentos de ordenamiento territorial que competen a distintos servicios ha originado inconsistencias regulatorias que generan incertidumbre a los inversionistas y provocan oposición ciudadana a los proyectos. Por ejemplo, si bien la planificación urbana corresponde a un sistema jerarquizado, recogido en la Ley General de Urbanismo y Construcción, en el ámbito rural, y por ende en el territorio en su conjunto, se carece de estructura y coherencia entre las diversas escalas de planificación y coexisten una multiplicidad de normas e instituciones involucradas. Asimismo, en lo que
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respecta a las zonas sujetas a protección especial del patrimonio ambiental y los recursos naturales, existen al menos 27 categorías diferentes establecidas por distintas leyes. No existe un servicio público que esté a cargo de coordinar la creación de las distintas áreas de protección. En consecuencia, es habitual que se generen discrepancias respecto de la interpretación de las diversas normas que regulan los usos que están permitidos y prohibidos en el territorio, incluso al interior de la administración pública, entre los servicios públicos y la Contraloría e, incluso, entre distintas instancias judiciales. La falta de coordinación y la inexistencia de mecanismos para canalizar las visiones discrepantes, fuerza a los actores a trasladar el conflicto al proceso de evaluación ambiental de proyectos específicos. Pero al no estar el SEIA diseñado para resolver divergencias respecto del uso del territorio, la mayoría de las veces se genera la judicialización del mismo, con las consiguientes trabas, ineficiencia e incertidumbre para el desarrollo de los proyectos y la deslegitimación del proceso de evaluación ambiental. Hay quienes han propuesto avanzar en un proceso de ordenamiento territorial que permita determinar áreas adecuadas para el desarrollo de centrales y líneas eléctricas y otras que debieran ser protegidas. De implementarse podrían tener un efecto limitado si simplemente agregan nuevas capas de regulación, sin corregir las actualmente existentes y sus inconsistencias; además generaría expectativas sin resolver los problemas actuales. Para avanzar en la construcción de un sistema de ordenamiento territorial que permita el uso racional y sustentable del territorio, combinando el aprovechamiento con la protección de recursos naturales, es necesario tender al establecimiento de un sistema que consagre: (i) lineamientos generales que regulen y prevalezcan sobre los planes o estrategias locales; (ii) la descentralización en el diseño de los instrumentos; (iii) la coherencia estructural de los instrumentos; (iv) la asignación clara de responsabilidades y atribuciones; y (v) la participación ciudadana. Para ello se propone que una autoridad ministerial asuma la responsabilidad en la materia, asignándosele la responsabilidad de reformar todos los instrumentos de ordenamiento territorial y zonificaciones especiales. Dicha autoridad puede surgir de la fusión de los actuales ministerios de Vivienda y Urbanismo y de Bienes Nacionales, según lo ha propuesto el Gobierno. El plan de acción debe incluir las siguientes tareas:
• Completar un sistema de información en una plataforma (IDE Chile) que muestre las distintas zonificaciones en todo el territorio y explicite la interpretación única que el Ejecutivo en su conjunto hace del alcance de las normas existentes, acompañando los reglamentos correspondientes. Explicitar la interpretación oficial del Ejecutivo respecto al alcance de los instrumentos de ordenamiento territorial y de las zonas especiales de protección, en lo que respecta a la prohibición o autorización de llevar a cabo inversiones en infraestructura energética. Para ello será necesario establecer un mecanismo administrativo de resolución de
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conflictos. De ser necesario se deberá coordinar con los servicios correspondientes la armonización de la regulación para evitar inconsistencias.
• A partir de lo anterior, el sistema de información entregará información a inversionistas y ciudadanos un mapa con las áreas en las que, de acuerdo al Poder Ejecutivo, pueden desarrollarse distintas obras eléctricas, en función de la disposiciones territoriales vigentes.
• Proponer un marco normativo estructurado, jerarquizado y con referencias geográficas explicitas, que contenga los mecanismos de coordinación entre las distintas instituciones con que tienen facultades en el ordenamiento territorial y el establecimiento de zonificaciones especiales de protección. Dicho marco deberá prever la adecuación de las leyes sectoriales correspondientes.
• El marco normativo deberá contemplar mecanismos de participación ciudadana y mecanismos de resolución de conflictos de modo que estos sean resueltos antes de llegar al sistema de evaluación ambiental.
Permisos administrativos Los largos y engorrosos procesos de tramitación de permisos son un problema generalizado que deben enfrentar los proyectos de generación y transmisión eléctrica. Se han identificado 57 permisos aplicables a este tipo de proyectos, 21 de los cuales están vinculados al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) y 35 en las siete categorías siguientes: concesiones y servidumbres, legislación de aguas, flora y fauna, patrimonio y pueblos indígenas, urbanismo y vialidad, sanitarios, y seguridad. El SEIA es una instancia crítica, pues no sólo conduce a la RCA (Resolución de Calificación Ambiental) sino también canaliza diversos permisos ambientales sectoriales. El SEIA tiene dos modalidades: (i) declaración de impacto ambiental (DIA) que se aplica a proyectos simples y (ii) estudio de impacto ambiental (EIA) que se aplica a proyectos mayores, toma más tiempo y contempla instancias de participación ciudadana. Aunque no se cumplen, normalmente los plazos del SEIA no son exagerados, las tasas de rechazo y desistimiento son reducidas y existe un adecuado nivel de transparencia en el proceso. Sin embargo hay casos con largos retrasos, los que se acentúan en proyectos con incertidumbre sobre los impactos ambientales y/o con conflictividad con las comunidades locales. Los temas ambientales más críticos se relacionan con calidad del aire, el medio marino, la ley de bosques y el caudal ecológico. Entre los restantes permisos cuya tramitación resulta especialmente lenta o compleja destacan: (i) las concesiones marítimas, por ejemplo para instalar emisarios o ductos de succión de agua de mar de los sistemas de enfriamiento de centrales termoeléctricas a carbón o para construir
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muelles o puertos de descarga de combustible para centrales generadoras; (ii) la adquisición, arriendo o concesión de uso oneroso de bienes nacionales, donde usualmente participan instancias centrales y regionales (iii) las concesiones geotérmicas, en que intervienen muchos órganos del Estado; (iv) las concesiones eléctricas, donde los tardanzas se producen en la notificación a los afectados, traslado de oficios y debilidades institucionales; (v) la tramitación de solicitudes de derechos de aguas y de traslado de los puntos de captación y restitución de caudales. De acuerdo a la opinión de especialistas de los sectores público y privado, los principales problemas que enfrentan los proyectos eléctricos al tramitar permisos se relacionan con:
• La falta de claridad o ausencia de normas. Los mayores niveles de incertidumbre se relacionan con las normas ambientales, el tema indígena (en especial respecto a la aplicación del Convenio 169), la forma de aplicación de la Ley de Bosque Nativo y el desarrollo de proyectos novedosos (ej: geotérmicos eólicos, solares)
• La interpretación de la normativa es otro problema recurrente, constatándose criterios que difieren entre sí según la región u organismo público. Ello favorece la discrecionalidad de los evaluadores y una tendencia a aplicar criterios que van más allá del espíritu de la norma, lo cual retrasa y entorpece las tramitaciones, especialmente en materia ambiental.
• La falta de coordinación es otro aspecto relevante, resultando crítico, por ejemplo, la
carencia de rol protagónico de la autoridad ambiental, lo cual lleva a cada servicio a operar bajo sus propios parámetros.
• La falta de recursos y capacidades técnicas del sector público, que aqueja a la mayoría
de los servicios, especialmente en regiones, lo que impide que los proyectos se vean con profundidad y ocasiona demora en los procesos. También faltan recursos a la hora de fiscalizar, lo cual deriva en reiteradas infracciones a la legislación ambiental.
• Los antecedentes incompletos y superficiales que presentan muchos solicitantes, lo cual
dificulta y demora la tramitación de permiso, y obliga a recurrir a frecuentes adendas.
• La falta de una visión preventiva de los efectos ambientales de los proyectos de empresas que consignan lo justo y necesario para obtener una RCA, incumpliendo muchas veces la normativa vigente y ocasionando desconfianza en el sector público. A veces ello va acompañado de elevada dependencia en asesores que no cuentan con la idoneidad y experiencia necesarias.
• Una influencia determinante de la percepción pública en la actitud que adoptan los
servicios en la tramitación de los permisos, lo cual muchas veces hace que la aprobación
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o rechazo de un proyecto no dependa de criterios técnicos, sino más bien de la agenda política de quien realiza las evaluaciones.
• La frecuente interposición de recursos judiciales en contra de los proyectos, incluso una
vez que éste ya se ha concedido, por ejemplo en el caso de las RCA. La judicialización afecta la seguridad y certeza requerida para la realización de los proyectos.
Teniendo en cuenta este diagnóstico, se proponen las siguientes líneas de acción encaminadas a facilitar la tramitación de permisos, además de las recomendaciones realizadas en otros capítulos.
• Seguir completando y precisando el significado y la forma de aplicación de las normas ambientales y sectoriales, incluyendo la simplificación de procedimientos y la preparación de guías aclaratorias. Ello debe incluir, entre otros, la tarea de completar el diseño de normas y manuales que corresponde al SEA, la reglamentación de la consulta a pueblos indígenas (Convenio 169 de la OIT), la implementación de la reforma legal de la ley de concesiones y servidumbre eléctricas y el reimpulso de la Agenda Proinversión y Competitividad y sus diversas iniciativas.
• Velar por que los organismos públicos interpreten y apliquen correcta y de manera uniforme las normas, en coherencia con sus objetivos. Para ello se requiere jefes de servicios técnicamente calificados y con habilidades directivas. También se deben fortalecer los mecanismos de control, sistemas de evaluación de desempeño y transparencia de los procesos, de modo de promover un comportamiento responsable (“accountability”) de los reguladores.
• Fortalecer la coordinación entre los servicios públicos, de modo de contar con una
acción pública eficaz y expedita. Ello incluye instancias que reúnan a representantes de diversos ministerios o servicios, a nivel nacional y regional. Asimismo se requiere coordinación entre distintas regiones para aunar criterios y aprovechar mejor los recursos disponibles. Un rol esencial le cabe al SEA, como coordinador de servicios involucrados en el SEIA. La urgencia del desafío eléctrico justifica la creación de una “mesa sectorial” abocada específicamente a facilitar el desarrollo de los proyectos de inversión en esta área.
• Dotar de adecuados recursos humanos y financieros para que los servicios públicos
puedan cumplir las obligaciones que le impone la ley es el principal desafío en los próximos años. El establecimiento de una frondosa normativa ambiental y sectorial no ha estado acompañado del fortalecimiento de las instituciones públicas. Las acciones deben incluir la designación de cuerpos directivos altamente competentes, el establecimiento de mecanismos de control y evaluación de desempeño, un programa de reforzamiento del personal de instituciones críticas basado en un estudio de requerimientos, un plan de capacitación y entrenamiento de los funcionarios involucrados en la evaluación y fiscalización de proyectos eléctricos, sistemas de
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selección, desvinculación e incentivos, creación de unidades especializadas que puedan apoyar a diversas regiones y la asignación de recursos para contratar asesorías o servicios externos necesarios para el buen desempeño de las funciones públicas.
• Mejorar la calidad de las solicitudes presentadas por los inversionistas, de modo de
facilitar su tramitación expedita, teniendo en cuenta que el desarrollo de buenos proyectos es una responsabilidad compartida. Ello se verá fortalecido con mecanismos que permiten un rechazo temprano de solicitudes que no cumplen requisitos mínimos (como en el nuevo reglamento ambiental) y la contratación en las empresas eléctricas de personal con conocimiento, experiencia y compromiso en materias ambientales.
• Limitar los incentivos para judicializar los conflictos asociados a los proyectos de
inversión, lo cual se verá favorecido al tener reglas más claras y precisas. Adicionalmente se propone avanzar en el establecimiento de instancias especializadas de resolución de conflictos, mecanismos que limiten la discrecionalidad de reguladores y jueces, incluyendo sistemas de evaluación de desempeño, y normas que desestimulen la presentación de demandas especulativas o temerarias, como asimismo, la adopción de medidas precautorias que paralicen proyectos correctamente realizados.
Sistemas de transmisión eléctrica La reactivación de las inversiones en centrales generadoras de base exige resolver a su vez los obstáculos que enfrenta la expansión de los sistemas de transmisión, entre los cuales se incluyen: la extensión excesiva de los plazos de aprobación y ejecución de nuevas líneas y subestaciones, mecanismos engorrosos para establecer servidumbres y negociar compensaciones con los propietarios de los terrenos afectados, y la oposición ciudadana a algunos proyectos específicos. Las consecuencias de este problema para los consumidores son múltiples. En el corto plazo, se observa que los precios de la electricidad en el SIC se encuentran desacoplados por cuellos de botella en los sistemas de transmisión. Esto significa que el precio en el norte del SIC norte es muy superior al del centro, el que a su vez es muy superior al del sur del SIC. En los próximos años probablemente sobrará energía “barata” desde Charrúa al sur, la que no podrá ser transportada a la zona centro y norte del sistema, hasta en tanto no entren en servicios las nuevas líneas licitadas. En el largo plazo, pueden ver dificultada su concreción importantes proyectos energéticos que aumentarían la oferta e incrementarían la competencia a través de la entrada de nuevos actores al mercado de la generación. Un paso positivo en la facilitación del desarrollo de proyectos que amplíen la oferta de transmisión es el acuerdo legislativo en torno al proyecto de ley sobre concesiones y servidumbres de transmisión eléctrica. Dicha iniciativa permitirá agilizar diversos trámites relacionados con el desarrollo de ese tipo de proyectos, en la medida que se cumplan los nuevos plazos establecidos para la tramitación de diversos permisos y procedimientos.
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Sin embargo hay temas pendientes. Uno de ellos es el establecimiento de franjas de servidumbre en zonas del país en que la acción de un inversionista actualmente se ve fuertemente limitada. El “Proyecto de Carretera Eléctrica” contiene el concepto de Franjas Troncales, las que pueden hacer más viables futuros proyectos que cruzan zonas de alta complejidad social (como por ejemplo, la Línea 500kV Charrúa-‐Puerto Montt). Los plazos necesarios para contar con una línea de transmisión troncal, desde el momento en que se adjudica la obra hasta su puesta en servicio, son cada vez más largos. El plazo de construcción es relativamente acotado (alrededor de tres años) aunque depende de la extensión y de las zonas geográficas que abarque un nuevo sistema de transmisión. En cambio, os plazos de tramitación son elevados e inciertos, especialmente en lo relativo a la obtención los derechos de paso (servidumbres) y la aprobación del Estudio de Impacto Ambiental, donde intervienen distintas instancias gubernamentales. El desarrollo del sistema de transmisión en base a horizontes breves de planificación tiene claros impactos negativos desde un punto de vista ambiental y también social y económico. Esto por cuanto se trata de un sector con grandes economías de escala en que unas pocas líneas de mayor capacidad podrían reemplazar a muchas de menor capacidad, a menor costo. Además, con este reemplazo se evita la tramitación y el pago de múltiples servidumbres de paso, y la intervención ambiental de múltiples áreas, transmitiendo la misma potencia que podría hacerse con sólo una línea. Un tema de gran relevancia a ser abordado con un esquema de colaboración público-‐privada es el desarrollo de los trazados que se requerirán para las nuevas líneas de transmisión troncales de gran potencia, con una visión de largo plazo. El desarrollo del próximo Estudio de Transmisión Troncal (ETT) debería considerar un proceso de planificación en base a escenarios energéticos que permita identificar las diversas alternativas de generación (considerando tecnología, localización y fecha probable de entrada) para cubrir el crecimiento esperado de la demanda eléctrica. Se debe incluir la posibilidad de que los trazados de nuevas líneas troncales permitan conectar recursos de energías renovables no convencionales (ERNC) localizados en zonas alejadas del trazado del sistema troncal actual. En función del contexto descrito, se formulan las siguientes propuestas para ser consideradas en un proyecto de ley sustitutivo o complementario al de “Carretera Pública Eléctrica”:
1. Recuperar el concepto de Estudio de Franja Troncal (EFT), contratado por el Estado para definir los trazados de nuevas líneas troncales y algunas radiales, pudiéndose declarar que algunos proyectos son de “interés público”.
2. La planificación de nuevas líneas troncales debe considerar holguras suficientes para períodos de planificación de a lo menos 20 años, teniendo en cuenta el interés nacional y el potencial de desarrollo energético de cada zona.
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3. Dichas holguras debieran ser financiadas con algún mecanismo de estampillado (i.e. por la demanda) y el cobro a las centrales que se conecten conforme ello se de en el tiempo.
4. Establecer un mecanismo de participación ciudadana anticipada para validar los
nuevos trazados a nivel de las comunidades y de la sociedad.
5. Velar que la concesión o la franja de servidumbre sea suficientemente flexible para que las ampliaciones (cambio de conductores o adición de segundos circuitos) no impliquen una renegociación íntegra de la servidumbre de paso.
6. Permitir que los decretos de concesión de transmisión permitan que un porcentaje de las torres se puedan relocalizar dentro de una cierta distancia, o alternativamente, mover dentro de un área buffer medioambiental previamente aprobado.
Licitaciones de suministros para consumos posteriores a 2020 Si bien las medidas recomendadas en el documento permitirán reactivar las inversiones en centrales de generación de base para satisfacer el crecimiento de toda la demanda, tanto de clientes libres como de clientes regulados, en esta sección se aborda específicamente esta última a través de propuestas de perfeccionamiento de las licitaciones de suministro de las empresas distribuidoras. Dada la magnitud del consumo involucrado, las licitaciones para cubrir los consumos regulados de las empresas distribuidoras (EEDD) que se originarán a partir de 2020 pueden jugar un papel fundamental en la reactivación de las inversiones en centrales generadoras de base (y de otro tipo) y el fortalecimiento de la competencia en el sector, a través de la llegada de nuevos entrantes. Dichas licitaciones debieran ser convocadas en el corto plazo, en atención a los largos períodos que hoy toma el desarrollo de nuevos proyectos de generación de gran escala. Sus objetivos deberían ser: (i) cubrir la demanda no contratada de las EEDD desde 2020 en adelante, (ii) estimular y facilitar la inversión en nueva capacidad de generación, especialmente la de base, pero también de otros tipos, que comience a operar partir de 2020, y (iii) estimular la competencia por la vía de facilitar la llegada de nuevos entrantes al mercado de la generación. El volumen de energía a ser cubierto por las licitaciones originadas a partir del 2020 será de gran magnitud, alcanzando una potencia equivalente que podría variar entre 6.000 a 7.000 MW a mediados de la próxima década, dependiendo del éxito que tengan las licitaciones actualmente en curso para abastecer la demanda originada entre 2014 y 2020. Esta capacidad deberá ser provista en gran medida por centrales que entregan energía de base, puesto que el consumo de las distribuidoras se distribuye a lo largo de las 24 horas del día.
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Las licitaciones deberían considerar bloques de energía con distinta duración. Una parte sustantiva de los bloques debería ser de 15 años, el máximo contemplado en la ley, pues los contratos de suministro de combustible (en particular el GNL) y financiamiento de las inversiones son más ventajosos cuánto más largos son. Otra parte debería tener una duración de entre 5 a 10 años, pues la renovación sucesiva de contratos favorece la entrada de nuevos competidores y precios más atractivos, si existe exceso de capacidad. Deberían ofrecerse bloques de distinta dimensión, de modo de atraer inversiones de pequeño y gran tamaño, entre 50 y 2.400 GWh al año. Los bloques más pequeños deberían ser sumables. Dado el interés en atraer nuevas inversiones en centrales de base eficientes, se propone que excepcionalmente el oferente adjudicado pueda indexar su oferta por un período limitado según la evolución del precio spot, si por razones ajenas a su voluntad se retrasa la entrada en operación de su central. Ello le permitiría abastecer la energía comprometida con compras en el mercado spot. El período excepcional podría durar hasta 12 o hasta 18 meses. Esta opción debería estar sujeta a la ocurrencia y verificación de causales específicas, la aprobación de un ente independiente (por ejemplo, el Panel de Expertos) y una multa proporcional a la energía comprometida de modo que el beneficiado no pueda lucrar de esta opción y por el contrario tenga que pagar un costo. Este mecanismo puede ser esencial para conseguir la llegada de nuevos entrantes que no tienen la posibilidad de los incumbentes de cubrir sus compromisos con otras centrales en caso que aquella destinada al contrato de suministro se atrase en su entrada. Teniendo presente que es posible que las licitaciones pueden tener un éxito parcial, se recomienda diseñar un mecanismo que regule la forma de cubrir los suministros de distribuidoras son contrato. En tal sentido cabe considerar el artículo 3 transitorio contenido en la Ley 20.018 de 19.05.2005 También es conveniente que las proyecciones de demanda consideradas en las licitaciones sean realistas y estén respaldadas por estadísticas históricas y estudios especializados; de esta forma se permite que los oferentes puedan evaluar adecuadamente el riesgo del compromiso asumido. Asimismo se recomienda desincentivar la sobrecontratación suministros de las empresas distribuidoras (por encima de la demanda esperada), pues ello encarece el precio de las ofertas y bloquea energía que puede reasignarse a otras distribuidoras o clientes libres. Un análisis especial merecen algunas propuestas destinadas a facilitar la participación de centrales ERNC que proveen energía en forma intermitente o variable en las licitaciones. Algunos han propuesto que los oferentes sólo se comprometan con volúmenes mensuales de energía, sin comprometer potencia. Ello los liberaría de la necesidad de intermediar en el mercado spot para compensar las diferencias entre la energía comprometida y la curva de oferta efectiva de energía de sus centrales. El gran problema de esta solución es que no compromete a los oferentes a abastecer la demanda del consumo de acuerdo a su curva de carga, que es la esencia de los contratos de
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suministro. Abastecer una demanda según su curva de carga tiene intrínseco el costo de intermediar en el mercado spot los sobrantes y déficits de generación respecto del volumen demandado. El precio de esta obligación no puede compararse con el precio ofrecido por un suministro sin exigencias horarias. Si la licitación garantiza la asignación de contratos a los oferentes de energía intermitente al precio ofertado en sus horas de suministro, entonces aquellos oferentes que garantizan el suministro en las horas faltantes tendrán que cubrir los desbalances entre compromisos y disponibilidad de energía de las primera a un precio desconocido (el precio spot). Ello las llevará a penalizar su oferta por encima de su costo eficiente de producción. Los mayores perjudicados serán los clientes finales quienes probablemente deberán pagar un precio agregado más alto. Por lo tanto, se estima que en su esencia el sistema actual debe mantenerse, por cuanto permite comparar ofertas de un mismo producto. Ello sin perjuicio de explorar vías para que tecnologías de entrega variables o intermitente (por ejemplo fotovoltaica o eólica) puedan complementarse mutuamente y con otras tecnologías para tender a “aplanar” su curva de entregas y así participar en los bloques licitados por las distribuidoras. En tal caso no debe favorecerse ciertas tecnologías en detrimento de otras. Una posibilidad es un esquema en que los interesados deban hacer ofertas por bloques horarios predefinidos y también ofertas por las 24 horas del día, según el perfil de demanda de las distribuidoras. Estas deberán buscar la combinación de ofertas que permita llenar la curva de demanda, minimizando el costo agregado de suministro. De este modo se podrían aprovechar las oportunidades de complementación entre ERNC, pero sólo si efectivamente mejoran los resultados globales de la licitación. Todos los generadores adjudicados deben asumir la varianza en el consumo real de la distribuidora versus el proyectado, en proporción a su participación en el volumen total adjudicado en cada bloque horario.
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1. Introducción Este es el segundo informe de un estudio encargado por la Confederación de la Producción y el Comercio (CPC) con el objeto de proponer una agenda destinada a reactivar la inversión en grandes centrales generadoras de base en el Sistema Interconectado Central (SIC). Dichas centrales son esenciales para el funcionamiento continuo y eficiente de un sistema eléctrico, pues permiten proveer grandes bloques de energía en forma constante y a relativo bajo costo de generación. Normalmente en el SIC esta función ha sido satisfecha por centrales hidroeléctricas, termoeléctricas a carbón, plantas de ciclo combinado que emplean gas natural y algunos aportes de generación en base a biomasa. A futuro se podrían eventualmente sumar centrales geotérmicas, plantas nucleoeléctricas o sistemas que combinen fuentes discontinuas de electricidad (por ejemplo, plantas eólicas o solares) con unidades de almacenamiento de energía.3 1.1 Diagnóstico En el primer informe se realizó un diagnóstico de las dificultades que actualmente existen para desarrollar grandes proyectos de generación de base. La fuerte disminución en el ritmo de inversiones están incidiendo en un notable y alarmante aumento de los precios de la electricidad, una creciente dificultad de las empresas distribuidoras y los grandes clientes para renovar sus contratos de suministro eléctrico y una gran incertidumbre sobre la forma de satisfacer la demanda futura, una vez que se cope la capacidad existente y en construcción. La paralización del proceso de inversión en generación eléctrica se percibe como una de las principales amenazas al crecimiento futuro y competitividad de la economía chilena. Se señaló que el problema no es la falta de interés por invertir, sino la creciente dificultad para concretar proyectos, debido especialmente a la creciente oposición ambiental y ciudadana que enfrentan. En el mejor de los casos los proyectos se logran ejecutar con largos retrasos respecto a las fechas inicialmente programadas o simplemente se paralizan por decisiones administrativas, políticas o judiciales. La judicialización es un fenómeno creciente, que afecta a todos los tipos de proyectos -‐grandes y chicos, térmicos y renovables-‐ en todo el territorio. Desde que se escribió el primer informe (hace dos meses) el escenario de judicialización continúa complejizándose: los tribunales revocaron la autorización ambiental de la Central Punta Alcalde.
3 Las centrales de base son complementadas con centrales que proveen energía a bajo costo, pero en forma discontinua, dentro de las cuales se incluyen normalmente plantas hidroeléctricas de pasada y, en forma creciente, centrales eólicas o solares. Finalmente se utilizan también unidades capaces de proveer energía en forma variable, ya sea para satisfacer demanda de punta o para servir como plantas de respaldo, entre las cuales destacan las unidades termoeléctricas alimentadas con petróleo, las que tienen un alto costo variable de operación, pero un bajo costo de inversión (o potencia).
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Las principales causas de la creciente oposición que enfrentan los proyectos son:
[1] Una creciente pérdida de confianza en la institucionalidad y un malestar por la falta de espacios de participación ciudadana. Todo esto, en un contexto de desinformación de la ciudadanía sobre materias energéticas y ambientales. A su vez, la ciudadanía está más empoderada, participativa y preocupada del cuidado del medioambiente y se organiza y moviliza para oponerse a los proyectos que considera tienen impactos ambientales negativos. [2] Comunidades locales menos dispuestas a aceptar inversiones que tienen una distribución geográfica inequitativa de sus costos y beneficios. Asimismo, hay grupos de opinión que exceden el ámbito local y que se oponen por otros motivos al desarrollo de ciertos tipos de generación.
[3] Una creciente competencia por el uso del territorio entre distintos fines productivos y de preservación. Esta situación se hace más compleja por la ausencia de un sistema coherente, participativo y legitimado de ordenamiento territorial. Existe en cambio un gran desorden y traslapo de instrumentos y competencias, con las consecuentes ineficiencia, incertidumbre y conflictos.
Los conflictos se han potenciado por una percepción de debilitamiento institucional que surge de acciones de la autoridad política y/o de los tribunales que se contradicen o interfieren con decisiones administrativas y permisos otorgados. Asimismo, esta situación se ha exacerbado por un déficit de liderazgo político capaz de plantear a la ciudadanía cuáles son las opciones energéticas disponibles y conducir al país en esta materia. En la práctica se está deteniendo el desarrollo de la generación basada en los abundantes recursos hídricos de que goza país, como asimismo, de la fuente de energía que le sigue en costos, como es el carbón. Ello está significando pasar de costos medios de desarrollo de alrededor de USD 80-‐90 por MWh a un valor en torno a USD 120-‐130 por MWh, en el supuesto que se consiga expandir la oferta en base a centrales que usan gas natural. Es decir, sin plena conciencia de ello, la sociedad chilena está debiendo asumir un sobrecosto de alrededor de un 50% en el valor del suministro eléctrico, lo que no sólo afectará la cuenta de la electricidad de millones de hogares sino también la competitividad industrial y minera del país. El mayor costo aplicado al volumen total de generación del SIC equivale a más de USD 2.000 millones anuales, que deberán ser soportados por los clientes finales, sean estos residenciales o industriales. De acuerdo a un reciente estudio, a causa de la coyuntura energética, el país estaría perdiendo casi un 18% de la inversión privada, un 8% del empleo y un 6% del PIB entre 2012 y 2019.4 La paralización de los proyectos de generación de base dificultará también el desarrollo de las centrales de energías renovables no convencionales (ERNC) no obstante los avances
4 “Impacto Económico del Retraso en las Inversiones de Generación Eléctrica en Chile”, Mayo 2013, realizado por los especialistas de la Universidad Alberto Hurtado, F. Fuentes y C. Garcia, y de Synex, R. Agurto y E. Skoknic.
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tecnológicos y los acuerdos políticos que se están alcanzando en la materia. Dado que la mayoría de estas centrales proveen energía intermitente y con bajo factor de planta, se requerirá una expansión de la capacidad de plantas hidroeléctricas de embalse o unidades térmicas eficientes que sean capaces de compensar las variaciones en la generación ERNC. Se requiere entonces alcanzar un amplio acuerdo social y político para impulsar una agenda destinada a reactivar las inversiones y concretar en breve plazo proyectos de centrales generadoras eficientes, de modo de posibilitar un desarrollo sostenido de la economía, resguardando el medio ambiente y asegurando una distribución equitativa de costo y beneficios en la sociedad. 1.2 Proyecciones: escenarios de generación 2014-‐2020 En el primer informe se presentaron proyecciones de la posible evolución de la demanda y capacidad de generación en el SIC hasta el 2020. En el mediano plazo (2013-‐2016) la situación oferta-‐demanda se percibe un poco más relajada que en los últimos años. Salvo que se prolongue la situación de sequía o se produzca una falla prolongada de centrales, el promedio de los precios spot debería converger al costo de desarrollo del sistema, al menos en la región centro-‐sur del SIC. Ello debido a que se conectaron recientemente 1.000 MW en centrales a carbón y a que se están incorporando otros 900 MW de generación de base, incluyendo 120 MW en centrales hidroeléctricas pequeñas, 300 MW en centrales hidroeléctricas medianas que habían tenido atrasos en su construcción , 320 MW en la central hidroeléctrica Angostura y 150 MW en la central a carbón Guacolda 5 así como 300 MW en ERNC eólicas, solares y minihidro. La situación a partir de 2017 es mucho más preocupante porque no está claro cuándo podrán concretarse nuevos proyectos hidroeléctricos o termoeléctricos de gran tamaño o la interconexión SIC-‐SING.5 Las proyecciones en un escenario base, asumiendo que las centrales Nueva Renca, Nuehuenco 1 y Nehuenco 2 no disponen de GNL, que las centrales hidroeléctricas de Alto Maipo, Los Cóndores y Ñuble entran en operación con solo un año de atraso el 2019, 2020 y 2021, respectivamente, y que la interconexión SIC-‐SING está disponible recién a partir del año 2020, anticipan precios spot muy elevados para el período 2017-‐2020, aun para una situación hidrológica promedio. En efecto, el precio spot de energía proyectado para hidrología promedio alcanzaría valores de 139 y 152 USD/MWh en los años 2018 y 2019 respectivamente, los que exceden largamente los precios esperados en condiciones de equilibrio oferta/demanda. Para hacer frente a esta coyuntura, existe la posibilidad de que las centrales de ciclo combinado existentes, que no han contratado el uso del terminal de GNL o viabilizado otras alternativas de regasificación (Nehuenco I y II y Nueva Renca) participen en el mercado de suministro eléctrico
5 Esta incertidumbre involucra, entre otros, a los proyectos como Alto Maipo (hidroeléctrico de 530 MW), Castilla (carbón de 2 x 350 MW en su etapa inicial), Punta Alcalde (carbón de 700 MW), Neltume (hidroeléctrico de 480 MW) o la interconexión SIC-‐SING (entre 300 y 700 MW).
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mediante contratos de largo plazo, basado también en compras de largo plazo de GNL. Adicionalmente, se podrían transformar a ciclo combinado los ciclos abiertos de Taltal y Candelaria. El uso continuo de los ciclos combinados existentes permitiría movilizar hasta unos 1.000 MW en centrales de base que hoy operan con petróleo diésel y solo esporádicamente con GNL comprado en el mercado spot. Las proyecciones de precios mejoran considerablemente si se considera que las centrales Nueva Renca, Nehuenco 1 y Nehuenco 2 disponen de GNL a partir del año 2015 a un precio de 15 USD/MBTU. En los dos primeros años se supone un contrato de compra de GNL take or pay por un 50% de la capacidad de las plantas y en el resto del periodo, un contrato take or pay por un 80% con un precio del GNL de 12 US$/MBTU. Asimismo se supone un retraso de un año en las otras obras de generación. En este escenario, si se diera una hidrología media, el costo marginal promedio anual sería de dos dígitos para todos los años de la serie, salvo 2019 que alcanzaría justo el valor de US$100/MWh. Si se promedian las tres estados hidrológicos -‐ húmedo, medio y seco -‐ el costo marginal promedio solo superaría los US$100 el año 2019. Se observa que aún con atraso de obras, el despacho de centrales de ciclo combinado con GNL produce una baja relevante de los costos marginales. Para ello se requieren condiciones que faciliten la contratación de GNL de parte de las empresas generadoras. Por la naturaleza de los contratos de uso del terminal y las características de los contratos de compra de GNL, sería necesario que los contratos de suministro eléctrico se efectúen mediante contratos de largo plazo.
En consecuencia, la disponibilidad de contratos de largo plazo de GNL a precios competitivos se vislumbra como una condición necesaria, pero no suficiente, para cubrir a costos razonables la demanda del SIC hacia el 2020. Adicionalmente se requiere que se construya un número significativo de centrales de base cuyo inicio o concreción son aún inciertos, y un volumen creciente de proyectos ERNC, consistente con las metas actualmente previstas. Ninguna de estas condiciones está asegurada, por lo que este escenario podría considerarse optimista. El suministro eficiente de la demanda que se originará a partir del 2020 es un desafío aún más complejo. Exige decisiones de inversión que deberán ser tomadas en los próximos tres años, lo cual a su vez requiere una dinámica de aprobación ambiental, gestión pública, consenso político y aceptación social sobre el desarrollo de grandes proyectos hidroeléctricos y termoeléctricos que hoy no existe. Las ERNC contribuirán a abastecer dicha demanda, pero no serán suficientes. 1.3 Acciones de corto plazo: licitaciones de suministro de distribuidoras Dada la elevada proporción que el consumo regulado tiene en la demanda total, las licitaciones de suministro de las empresas distribuidoras pueden contribuir a reactivar las inversiones en generación de base. Por el contrario, su fracaso puede resultar en la aplicación de criterios ad-‐hoc (no contemplados en la ley) que desincentivarán las inversiones y pondrán en riesgo el
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modelo eléctrico6. En consecuencia, en el primer informe se formularon recomendaciones que podrían contribuir al éxito de dichas licitaciones, poniendo el foco en los requerimientos que se originarán en el período 2014-‐2020, ya sea por crecimiento de la demanda, por el vencimiento de contratos o por tratarse de suministros que hoy no tienen contratos. Según las proyecciones efectuadas, en el período 2014-‐2020 los contratos de las distribuidoras podrían satisfacerse de manera económica (es decir, sin tener que recurrir a petróleo diésel en centrales de ciclo combinado o alternativas aún más caras) esencialmente mediante el uso de gas natural en las centrales de ciclo abierto y combinado existentes. Difícilmente las licitaciones pueden estimular grandes inversiones que estén operativas antes que concluya ese período. Por ello se formularon propuestas que incentiven a los generadores que cuenten con centrales de gas natural a suscribir contratos de suministro y regasificación de GNL competitivos de largo plazo. Ello sin perjuicio de estimular la participación de generadores que puedan aportar otros medios eficientes de generación, incluyendo ERNC. Se recomendó que los contratos con las distribuidoras se extiendan al menos hasta el 2026 (inclusive) para que los oferentes que disponen de centrales de ciclo combinado puedan respaldar diez o más años de operación con contratos de suministro de GNL, los que difícilmente aportarán gas antes de 2016. Por la misma razón se propuso que hasta el 2016 los interesados tengan la opción de indexar el precio ofertado de acuerdo a la evolución del costo marginal en lugar de emplear los indexadores tradicionalmente utilizados (basados en los costos de generación de una planta), con un precio techo de alrededor de US$ 180/MWh (costo variable de operar centrales de ciclo combinado con diesel, indexado según el valor internacional de este combustible). De esta forma se aminora el riesgo de un descalce excesivo entre el costo de adquirir electricidad en el mercado spot y el precio de venta a las distribuidoras. El riesgo para los clientes finales es reducido, no solo por la fijación de un precio techo, sino porque los valores esperados de los costos marginales son relativamente bajos en los próximos tres años. La indexación alternativa en el período 2014-‐16 debiera ser opcional, pues algunos generadores podrían preferir un indexador tradicional para todo el período de la licitación.7 En el período 2017-‐2026, se recomendó volver a un precio fijo indexado según los parámetros que corresponda, debiendo permitirse que, en el caso de las centrales de ciclo combinado, los precios de gas natural se actualicen mediante indicadores como el Henry Hub, el Brent o el indexador en base a los precios spot del GNL publicados por Platt’s, u otros organismos similares. Estos indicadores del precio del gas natural también pueden ser utilizados para indexar las ofertas a partir de 2014.
6 Las recientes resoluciones de la SEC sobre la forma de cubrir suministros de empresas distribuidoras sin
contrato son un ejemplo de este riesgo. 7 Cabe señalar que los interesados en instalar centrales nuevas cuya construcción se puede concretar antes
del 2016, como es es caso de algunos proyectos eólicos o de energía solar, también pueden preferir la opción de indexar a costo marginal, pasando a un indexador relacionado con el costo de generación cuando ya tienen la planta operando.
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Se propuso que el bloque total debiera laminarse en sub-‐bloques más pequeños y sumables, de manera de dar la posibilidad de participar a centrales y operadores más pequeños, incluyendo ERNC como las mini-‐hidro, solares, eólicas o de biomasa.8 Asimismo, se indicó que a los interesados debía dárseles un plazo suficientemente largo para que puedan negociar sus contratos de suministro de gas de largo plazo u otros combustibles, o tramitar permisos pendientes antes de presentar sus ofertas en esta licitación. 1.4 Objetivos y contenido del presente informe El propósito de este segundo informe es presentar propuestas que contribuyan a impulsar las inversiones en grandes centrales generadoras de base -‐de empresas existentes y nuevos actores -‐ con un horizonte de mediano plazo, las que son indispensables para atender la demanda que se originará más allá del 2020. Dichas propuestas incluyen el diseño de las licitaciones de suministro que las distribuidoras requerirán a partir de ese año y abordan también otros problemas de fondo que están obstaculizando el desarrollo de nuevos proyectos de generación. El objetivo último es contribuir al diseño de una agenda que implique un “nuevo trato”, cuente con amplio acuerdo y permita reactivar las inversiones que el país requiere en materia de generación. En el segundo capítulo se presentan proyecciones de oferta y demanda del sistema eléctrico chileno en el período 2020-‐2030, las que complementan el análisis efectuado para el período 2014-‐2020 en el informe 1. En el capítulo tercero se formulan consideraciones sobre la participación ciudadana y el rol de la autoridad gubernamental en el desarrollo eléctrico. El capítulo cuarto presenta recomendaciones destinadas a distribuir de manera más equitativa los beneficios y costos asociados a los proyectos de generación eléctrica. El quinto capítulo presenta proposiciones sobre ordenamiento territorial. El sexto capítulo plantea ideas para facilitar la tramitación de permisos. El séptimo capítulo se aboca a las complejidades en el desarrollo de proyectos de transmisión y plantea propuestas orientadas a solucionarlas. Finalmente el capítulo ocho se refiere a las licitaciones de suministro de las distribuidoras para los consumos posteriores a 2020.
8 Por ejemplo un generador hidroeléctrico de 10 MW de capacidad instalada podría tener una producción
contratable en torno a los 30 o 40 GWh anuales.
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2. Balance de energía 2020-‐2030
2.1 Introducción
En el Primer Informe se concluyó que una forma de abastecer de manera económica de energía al SIC desde el presente hasta el año 2020 considera las siguientes condiciones:
-‐ Se inicia prontamente la construcción de algunos proyectos de generación que tienen un alto grado de madurez, tales como Alto Maipo y Santa María 2, dos proyectos hidroeléctricos medianos y un determinado volumen de proyectos ERNC.
-‐ Se realiza en 2019 la interconexión SIC-‐SING.9
-‐ Algunas unidades de ciclo combinado existentes, que hoy operan con diésel y contratando gas natural en forma ocasional, establecen contratos de largo plazo de GNL y utilizan el terminal de Quintero expandido, pasando a operar como centrales de base.
9 La interconexión SIC-‐SING ha sido estudiada recientemente por la CNE y el Ministerio de Energía. Los resultados muestran beneficios importantes para la operación de ambos sistemas en térmicos de: atenuar la variabilidad de los costos marginales en el SIC, la posibilidad de desarrollar centrales a carbón en el SING que están autorizadas ambientalmente (caso de los proyectos de Infraestructura Energética y Pacífico) y podrían comercializar más fácilmente su energía al sistema conjunto SIC-‐SING, el uso compartido de reserva, la posibilidad de respaldo mutuo en caso de fallas y la posibilidad de contar con potencia de base disponible en el SIC (ciclos combinados) frente a coyunturas de atrasos de centrales en el SIC. A ello se suma el poder agregar nuevos actores al mercado mayorista del SIC con el consiguiente aumento en los niveles de competencia en ese mercado. Adicionalmente la interconexión facilitaría un mayor desarrollo de las ERNC y particularmente de tecnologías intermitentes como la solar PV, que puede ser regulada parcialmente en un sistema con embalses y de mayor tamaño. A la fecha, la empresa GDF Suez (controlador de E.CL y del terminal de regasificación de GNL de Mejillones) ha manifestado su interés en realizar esta interconexión a través de una línea en corriente alterna que se desarrollaría, como lo establece la ley, de acuerdo a un esquema de open-‐season abierto a la participación de terceros. La línea conectaría las subestaciones Cardones del SIC y Mejillones del SING. Se entiende que este proyecto podría aportar al SIC inicialmente generación disponible en base a GNL, y posteriormente generación a carbón de los proyectos de Infraestructura Energética y otros. El costo de la línea sería pagado por los generadores que firmen contratos de uso de la línea. Por su parte el Gobierno ha sometido al Congreso un proyecto de ley que faculta a la CNE a declarar una interconexión como posible obra troncal, la que debería someterse al proceso de evaluación de los Estudios de Transmisión Troncal (ETT) y de sus revisiones anuales por parte de los CDEC respectivos. Este proyecto representa una alternativa en el caso que el proyecto de Suez GDF no tenga éxito, siendo improbable que se desarrollen dos interconexiones en paralelo. En términos generales, se considera positiva la realización de una interconexión entre el SIC y el SING en el entendido que su conveniencia económica – incluyendo análisis de riesgo y ventajas estratégicas -‐ es efectiva. De concretarse, el proyecto GDF Suez, por ser un proyecto privado, debería cumplir necesariamente con el criterio de conveniencia económico. El proyecto de iniciativa de la CNE debería en cambio respaldarse con un análisis actualizado al momento de proponerse dicha interconexión.
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En este capítulo se analiza la forma cómo el crecimiento de la demanda de energía en el sistema integrado SIC+SING será abastecido en el período 2020-‐2030, asumiendo que la interconexión entre ambos sistemas se ha concretado antes del inicio de dicho período. El análisis se realiza en forma simplificada, partiendo del supuesto que al año 2020 tanto la demanda del SIC como del SING se encuentran plenamente abastecidas en forma económica (cuestión que, como hemos visto, está lejos de ser un escenario seguro). Al año 2020 la capacidad instalada en centrales de base en el SING debiera exceder largamente su demanda, según se proyecta en el Cuadro 1. En consecuencia, parte del excedente sería “exportado” inicialmente al SIC a través de la interconexión entre ambos sistemas. Por su parte la capacidad instalada en el SIC al año 2020 debiera estar aproximadamente adaptada a la demanda, si se dan los supuestos del Primer Informe que se traducen en los balances de energía y valores de costos marginales contenidos en él.
Cuadro 1. Proyección Oferta – Demanda en el SING 2020
Fuente: proyección de SYNEX Se debe aclarar que el balance que se presenta en este capítulo no busca predecir la evolución de los precios en el período de análisis ni detallar la secuencia precisa de obras que sería recomendable realizar. Su objetivo es más bien ilustrar los aumentos de capacidad instalada requeridos y el rol que pueden jugar distintas tecnologías y fuentes de energía en el abastecimiento de la demanda entre los años señalados, dependiendo de las decisiones que se adopten. En particular, se desea apreciar el rol que podrían jugar la generación termoeléctrica, la hidroelectricidad de mediano tamaño, los grandes recursos hidroeléctricos de Aysén y las ERNC. En el presente análisis, la demanda total SIC+SING proyectada para los años 2020 y 2030 se obtiene de la siguiente forma: • Para el 2020 la demanda se obtiene a partir de la proyección del consumo de compañías
distribuidoras y pequeñas industrias, y de la proyección de consumo de grandes proyectos industriales y mineros. Para el primer grupo, la demanda se estima en base a un crecimiento anual del PIB de un 5%. En el caso de los grandes clientes, se asumen
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crecimientos individuales de demanda para cada uno (en MW) de acuerdo a sus proyectos futuros. La demanda obtenida es similar a la considerada para el 2020 en el Primer Informe.
• Para el 2030 la demanda se obtiene sobre la base de suponer que se alcanza un consumo de electricidad per cápita similar al promedio de un conjunto de países desarrollados que hoy tienen un producto interno bruto (PIB) cápita cercano al que se espera para Chile en ese año: cerca de US$ 28.200 (en dólares del año 2000), lo cual supone un crecimiento anual del PIB per cápita de aproximadamente un 4%. Ese consumo alcanza aproximadamente 8.000 kWh per cápita, que se puede comparar con los 3.700 kWh per cápita que Chile tiene en la actualidad. La información básica fue obtenida de la AIE y la población estimada para 2030 es de 19.6 millones de habitantes. Estas proyecciones de consumo incluyen los efectos esperados de una política de incentivo a la eficiencia energética.
La demanda proyectada en el SIC+SING llegaría así a unos 99 TWh en 2020 y a 149 TWh en 2030, en tanto que la generación neta requerida sería de 101 TWh y 152 TWh respectivamente. Por consiguiente en la década el crecimiento del consumo anual alcanzará una cifra en torno a los 51 TWh. Ello implica una tasa media de crecimiento de 4.1% anual, menor que la histórica, por efecto de la saturación progresiva del consumo específico, entre otras razones, por una mayor eficiencia energética y el cambio paulatino de nuestra economía a formas menos intensivas de uso de la electricidad. En las siguientes secciones se analiza la contribución que las distintas formas de energía podrían hacer para abastecer el mayor consumo que, como se dijo, en 2030 será 51 TWh superior al consumo de 2020. 2.2 Escenario de Referencia En esta sección se describe el desarrollo de la oferta que permite satisfacer la demanda proyectada de manera eficiente, cumpliendo con la meta ERNC del 20% en 2025, recientemente acordada en el Congreso Nacional. Se supone que el país es capaz de implementar las medidas y lograr los acuerdos necesarios para viabilizar los proyectos energéticos requeridos, en la medida que estos cumplan con todas las regulaciones pertinentes.
2.2.1 Contribución de las ERNC
Dadas las disposiciones legales vigentes que establecen metas para la participación de este tipo de energías en la matriz de generación, cualquier proyección que se haga debe comenzar por despejar la oferta que será posible obtener de ellas, antes de atender a lo proveniente de las energías de base y de respaldo o de peaking. La ley de fomento a las ERNC (Ley N°20.257) estableció a partir del año 2007 un mecanismo que obliga a los comercializadores de energía (generadores y distribuidores que venden mediante contratos de suministro) a que una proporción creciente de sus ventas sea satisfecha con
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energía proveniente de ERNC. Esta proporción se aplica a los contratos establecidos a partir de agosto 2007 y debe alcanzar un 10% el año 2024. Este mecanismo, sumado a los altos precios de la energía eléctrica, principalmente en el mercado spot, y el desarrollo tecnológico, han impulsado un fuerte desarrollo de las ERNC en los últimos años. Los costos de desarrollo de las centrales minihidro y biomasa son típicamente inferiores a los precios imperantes en el mercado eléctrico, lo que ha permitido su desarrollo autónomo sin necesidad de apoyos explícitos. En el caso de las ERNC de tecnologías de generación intermitente, incluyendo la eólica y solar fotovoltaica (PV), donde nuestro país cuenta con un potencial importante, sus costos han ido bajando progresivamente y en la actualidad varios de estos proyectos están resultando competitivos. A julio de 2013, la capacidad instalada en ERNC asciende a 1.051 MW, de los cuales el 97.6% está en el SIC+SING. Estos proyectos actualmente están aportando en torno al 6% de la generación al sistema SIC+SING. Hasta fines de 2014, en el SIC+SING entrarán en operación unos 600 MW de proyectos eólicos y solares actualmente en construcción, lo que significará una inyección adicional del orden de 1.500 GWh/año, llegándose a una capacidad de inyección anual de energía de las ERNC de unos 5.200 GWh. En el siguiente cuadro se muestra el potencial de proyectos ERNC que podrían desarrollarse en el mediano y largo plazo. Hay además de aquellos en operación y en construcción, 8.660 MW que ya cuentan con aprobación ambiental y otros 4.221 MW en proceso de calificación en el Sistema de Evaluación Ambiental. En ambos casos, este potencial es principalmente eólico y solar, sobre el 90% (23 TWh de energía anual).
Cuadro 2. Estado Actual de Proyecto ERNC en Chile
Estado de Proyectos ERNC (MW) Tipo Operación Construcción RCA aprobada, sin En calificación
(MW) construir
Biomasa 428 24 106 26 Eólica 302 391 3.939 1.657 Mini-‐Hidro 323 38 282 141 Solar 3.5 75 4.216 2.397 Geotermia 120 TOTAL 1.056(*) 528 8.663 4.221
(*) Incluye 5 MW solares y eólicos aislados. Fuente: Reporte CER, agosto 2013.
Sin embargo, dada la variabilidad e intermitencia de la generación de las fuentes eólicas y solar fotovoltaica, la capacidad económica y técnica de absorción de estas tecnologías está limitada y no podrá sostenerse completamente por las siguientes razones:
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-‐ Si se produce una sobreinversión el precio spot caerá fuertemente en el bloque de
horas de mayor producción –alcanzando eventualmente el costo variable de la generación a carbón-‐ impactando negativamente la rentabilidad de los mismos proyectos ERNC y de otros potenciales;
-‐ Se podría producir una congestión en segmentos de los sistemas de transmisión, lo cual acentuaría la reducción de los precios spot locales en las horas de mayor producción;
-‐ La sobreinversión podría afectar la economía de las centrales de base, gatillando su postergación, lo cual produciría un alza en los costos marginales de los bloques horarios en que no hay generación eólica ni solar, impactando negativamente el costo eléctrico agregado (ver explicación en capítulo 8 sobre licitaciones de suministro de las EEDD);
-‐ La introducción de volúmenes importantes de generación intermitente puede acarrear problemas en la operación de los sistemas eléctricos debido a la necesidad de que las centrales termoeléctricas absorban y regulen la variabilidad de este tipo de generación. En otros mercados, ello ha implica la operación de las unidades termoeléctricas a carbón o gas natural en rangos de baja eficiencia, variaciones bruscas de potencia e incluso un régimen crónico de partidas y detenciones frecuentes, lo que implica altas tasas de fallas y costos de mantenimiento que crecen exponencialmente.
En función de estos elementos de análisis, y considerando el impacto de la entrada en vigencia de la iniciativa legal “20/25” (20% de ERNC al año 2025), se proyecta que la evolución esperada de la instalación de centrales ERNC podría ser como indica el siguiente cuadro:
Cuadro 3. Instalación ERNC actual y proyectada a mediano/largo plazo [MW]
Tecnología 2014 2020 2025 2030 Mini-‐hidro 240 440 870 1.080 Biomasa 290 340 370 400 Geotermia 0 80 360 640 Eólica 690 1.720 2.140 2.940 Solar PV 230 1.110 2.760 3.360 Solar CSP 0 100 200 500 Total 1.450 3.790 6.700 8.920
En este ejercicio se observa que la mayor parte de la expansión de ERNC derivaría de la instalación de centrales eólicas y solares PV, debido a que representan el mayor potencial realizable. La evolución de la geotermia se ha estimado en base a la apreciación de personas y empresas que están explorando dicho recurso y por lo tanto estimamos que es una proyección realista para este tipo de tecnología.
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La energía anual correspondiente a las potencias en ERNC indicadas son 12 TWh en 2020 y 34 TWh en 2030. Consecuentemente, entre 2020 y 2030, suponiendo que se han resuelto las dificultades que han puesto en jaque la materialización de muchos proyectos10, el aporte anual neto de las ERNC podría incrementarse en unos 22 TWh, equivalente a un 43% del crecimiento de la demanda en ese período. Este aporte sólo contiene una pequeña proporción que puede calificarse como energía de base. Las limitaciones técnicas que determinan que el aporte de estas energías no pueda ser superior en el período 2020-‐2030 podrían superarse en caso que se desarrollen de manera competitiva tecnologías como la solar de concentración (con acumulación), o bien una mayor capacidad hidroeléctrica de embalse en el sistema que permita absorber la variabilidad y la intermitencia de las ERNC de mayor potencial en Chile. Asimismo, las limitaciones técnicas en general no aplican a ciertos tipos de ERNC como las mini-‐hidro, biomasa y geotérmicas, todas las cuales, sin embargo, muestran un potencial de desarrollo limitado en relación a las eólicas y solar PV. 2.2.2 Contribución de la Hidroelectricidad
Descontado el aporte potencial de las ERNC, la mayor parte del crecimiento de la demanda entre los años 2020 y 2030 (el 57%) deberá ser satisfecho con generación de origen hidro o termoeléctrico. En esta sección se analiza la contribución que pueden hacer las centrales hidroeléctricas de mediano y gran tamaño, distinguiendo los proyectos fuera y dentro de la Región de Aysén. Cabe señalar que las centrales pequeñas (bajo 20 MW) están comprendidas en el concepto ERNC, de acuerdo a la definición de la ley N. 20.257.
La hidroelectricidad de mayor tamaño puede jugar un papel muy importante en satisfacer los requerimientos de energía de la próxima década. Se trata de un recurso nativo, relativamente abundante, de carácter renovable, con bajas o nulas emisiones de GEI costos competitivos y, en el caso de las centrales con embalse, capaz de compensar la variabilidad que tienen asociadas las tecnologías ERNC de mayor potencial en Chile. Como contrapartida, y al igual que todas las fuentes energéticas, tiene impactos ambientales que hay que minimizar y mitigar, adecuadamente.
Considerando los extensos plazos que toma el estudio y concreción de grandes proyectos hidroeléctricos11, se estima que, entre 2020 y 2030 en la zona centro-‐sur del SIC, podrían desarrollarse entre 1.000 y 1.500 MW hidroeléctricos de más de 20 MW de potencia, los que aportarían entre 5 TWh a 9 TWh al año. Para los fines del presente estudio, se considera que el
10 Como se vió en la primera sección del estudio, algunos proyectos hidroeléctricos de pasada, de
biomasa, de geotermia y eólicos (proyectos geotérmico de ENEL y ENAP cerca del Tatio, de biomasa Tagua Tagua, eólico Chiloe e hidroeléctrico Puyehue, entre otros) también han enfrentado oposición y dificultades para concretarse.
11 Cabe recordar que centrales como Pehuenche, Pangue y Ralco iniciaron sus estudios entre 10 y 20
años antes que se tomara su decisión de construcción. Proyectos como Neltume o Puelo iniciaron sus estudios hace más de 30 años.
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aporte de estas centrales, en la hipótesis de desarrollo de las centrales de Aysén, llegaría a unos 5 TWh. De no concretarse las centrales de la región de Aysén, el aporte podría ser mayor. El aprovechamiento del potencial hidroeléctrico del sur del país representa ventajas muy significativas para el desarrollo eléctrico nacional. Tanto es así, que el informe de la CADE dedicó una sección especial a analizar el desarrollo del potencial de la hidroelectricidad de gran escala situado en la Región de los Lagos (X) y la Región de Aysén (XI), indicando que:
“La Comisión considera que, por su magnitud, la generación de hidroelectricidad en las regiones indicadas es una fuente de energía potencial muy relevante para la matriz eléctrica futura. En particular la localizada en la Región de Aysén presenta importantes ventajas: baja correlación con la variabilidad hidrológica de la zona centro del SIC, confiabilidad y regularidad de la producción, baja emisión de GEI y ventajas estratégicas asociadas a la reducción de la dependencia de combustibles importados. Asimismo, estudios recientes indican que para esta región los impactos negativos del cambio climático serían relativamente menores que para sistemas localizados en la región centro sur. Por otra parte, las simulaciones que se hicieron indican que el aprovechamiento de estos recursos podría permitir tener la seguridad de disponer energía a partir de la década del 2020 a costos inferiores y más estables de los previstos sin este tipo de energía (.) Por todos estos atributos, la Comisión estima que el país debe contemplar el aprovechamiento del recurso hídrico que dispone en la zona sur del país.”
En este análisis sólo se consideran los dos proyectos más relevantes y con mayor nivel de avance en la Región de Aysén12 que podrían alcanzar a ser desarrollados entre los años 2023 y 2030. Estos proyectos -‐ Energía Austral de 950 MW e Hidroaysén 2.750 MW -‐ aportarían 23 TWh netos anuales hacia fines de la década, los que sumados a los 5 TWh en proyectos de la zona centro-‐sur del SIC, resultarían en un aporte total de 28 TWh netos anuales13. 2.2.3 Contribución de la energía termoeléctrica
El balance realizado anteriormente muestra que hacia fines de la década 2020 al 2030 la demanda de energía habrá crecido en 51 TWh respecto al 2020. Las ERNC podrían aportar unos 22 TWh, las centrales hidroeléctricas en el centro-‐sur del SIC aportarían 5 TWh, mientras que las de Aysén podrían aportar 23 TWh adicionales. El saldo restante que requiere ser cubierto por
12 En el informe CADE se señaló que el potencial hidroeléctrico aprovechable en la región de Aysen
asciende a mas de 6.000 MW. 13 Hay ejemplos de proyectos en la zona centro-sur del SIC, como Achibueno y Neltume, y en la
Región de Aysen, como Central Cuervo e Hidroaysen, que no han podido iniciar su construcción por las trabas que han debido enfrentar. Para que efectivamente sea posible contar con este aporte hidroeléctrico. oportunamente, es condición necesaria hacer frente exitosamente a las causas que están generando las trabas al desarrollo de los proyectos energéticos.
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centrales termoeléctricas sería pequeño, en torno a 1 TWh. Esta situación se ilustra en el siguiente cuadro.
Cuadro 4: Aumento de generación en 2020/2030 – con Aysén
Fuente TWh/año ERNC 22 Hidroeléctricas Centro Sur 5 Hidroeléctricas de Aysén 23 Termoeléctricas 1 Total 51
Fuente: elaboración propia
Dicho saldo podría ser abastecido, por ejemplo, por una mayor generación en centrales existentes que utilizan GNL, sobre la base de convertir los ciclos abiertos existentes en ciclos combinados o capacidad adicional termoeléctrica a carbón o GNL. Por lo tanto, en este escenario no se prevé inversiones mayores en centrales termoeléctricas, más allá de aquellas que se requieren para garantizar la seguridad de operación del sistema y de las necesarias para reponer la capacidad de generación que concluye su vida útil14. 2.3 Escenario Alternativo Como se señaló al inicio de esta sección, la composición de la matriz eléctrica proyectada para la década siguiente supone que se pueden llevar a cabo los proyectos que resultan más convenientes para el país desde el punto de vista económico y técnico (“Escenario de Referencia”), en la medida que cumplan con todas las regulaciones ambientales y se alcance la meta legal de las ERNC. Desafortunadamente, como se desprende de la evidencia entregada en el primer informe sobre todas las dificultades que enfrentan los proyectos de generación, a menos que se tomen medidas para cambiar la realidad actual, el escenario de referencia y también el escenario alternativo que aquí se presenta tienen baja viabilidad. Salvo las granjas fotovoltaicas, todas las otras tecnologías han enfrentado dificultades que han retrasado o impedido el inicio de construcción de los proyectos. De mantenerse el status quo político y social contrario al desarrollo eléctrico, es anticipable que muchos de los proyectos considerados en este análisis no puedan llevarse a cabo.
14 Las centrales termicas cuya vida útil concluya representan una oportunidad interesante de introducir
tecnologías supercríticas con las cuales sería posible aumentar aportes de energía y reducir consumos de combustibles, mitigando los impactos ambientales actuales.
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Los supuestos del escenario alternativo al de Referencia que se presenta en esta sección son los siguientes:
1. Los proyectos ERNC pueden llevarse a cabo. En aquellos casos en los que algunos proyectos específicos se vean obstaculizados, el potencial es suficientemente grande como para que sean reemplazados por otras alternativas que enfrenten menores conflictos;
2. Las centrales hidroeléctricas de centro sur del SIC enfrentarán dificultades que retrasarán su entrada en operación pero podrán llevarse a cabo;
3. Las centrales termoeléctricas a Gas Natural situadas el SING podrán seguir desarrollándose como está ocurriendo actualmente con la central Kelar de BHP Billiton;
4. Las centrales hidroeléctricas de la región de Aysén no podrán iniciar su construcción a tiempo para aportar durante la década del 2020-‐30;
5. Aun considerando las dificultades que ha enfrentado el único proyecto en base a gas natural que se ha presentado a evaluación el SIC en el último tiempo15, y a pesar de la suerte que han corrido proyectos en base a carbón como Castilla, Punta Alcalde, Farellones y Barrancones, entre otras, se asume que la superación de las trabas socio-‐ambientales que están impidiendo la instalación de generación de base permite que estas tecnologías vuelvan a desarrollarse, en una proporción gas-‐carbón indeterminada.
6. Los cierres de los ciclos abiertos existentes se llevan a cabo. 7. La nucleolectricidad de potencia no podrá concretarse en el período bajo análisis. 8. Seguirá siendo posible instalar motores y turbinas que operen con diésel o fuel oil.
En este escenario, los 23 TWh que se perderían al no entrar en este período los proyectos de la región de Aysén difícilmente podrían ser compensados parcialmente por mayor generación ERNC, considerando que los proyectos de Aysén aportan un promedio del orden de 1.000 MW de capacidad de regulación diaria, complemento ideal para absorber las variaciones de la generación de ERNC de carácter variable o intermitente. Dicho de otra manera, las restricciones técnicas que impiden una mayor penetración de dichas tecnologías en el escenario con la generación de Aysén a lo menos se mantienen en ausencia de ésta (en la práctica estas restricciones podrían aumentar en alguna medida). Por otro lado, estimamos que la generación hidroeléctrica en la zona centro sur podría aumentar en 4 TWh, para completar 9 TWh. Sería necesario entonces cubrir con generación termoeléctrica en base a carbón o a gas natural un déficit del orden de 20 TWh, lo que corresponde a la producción en base de unos 2.700 MW. 15 Proyecto Octopus.
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Cuadro 5. Aumento de generación 2020/2030 – sin Aysén
Fuente TWh/año ERNC 22 Hidroeléctricas Centro Sur
9
Hidroeléctricas de Aysén
0
Termoeléctricas 20 Total 51
Fuente: elaboración propia
Los mayores requerimientos de generación termoeléctrica de base podrían ser abastecidos por centrales a carbón o a gas natural, habiéndose descartado en este ejercicio la presencia de núcleo-‐electricidad en el período. El carbón tiene la ventaja de ser un combustible ampliamente disponible en el mundo (incluyendo en Magallanes), con un mercado maduro y competitivo. Ello, sumado al hecho de ser la fuente de generación de menor costo, explica por qué las plantas a carbón siguen constituyendo la principal forma de expansión de la matriz eléctrica mundial. El gas natural tiene relativamente menores impactos ambientales (menos emisiones locales y GEI) pero un mercado menos profundo y un precio que actualmente implica mayores costos de generación e incertidumbre.16 Tras el desastre de Fukushima, las inversiones en centrales nucleoeléctricas en varios países se han frenado, pero no así el desarrollo tecnológico, así que no deben descartarse en un horizonte de largo plazo, que en este caso llega al 2030; tienen la ventaja de no emitir GEI, a lo cual se contrapone la incerteza respecto del costo que implicaría su desarrollo en Chile, la inexistencia de un marco regulatorio y una predisposición negativa de la población. Ya sea que se desarrollen o no los proyectos hidroeléctricos de Aysén, es fundamental para la competitividad del sector eléctrico y de la economía chilena como un todo que se viabilice la realización nuevos proyectos termoeléctricos de base, en particular aquellos que utilizan carbón. El precio de largo plazo de la electricidad en Chile está dado esencialmente por el costo de generación de energía de base en nuevos proyectos (“costo de desarrollo”) y con una fuente abundante y de menor costo en los mercados internacionales como el carbón. La hidroelectricidad y las ERNC actúan como “seguidores de precio”. Restricciones al desarrollo de nuevos proyectos termoeléctricos, en particular el carbón, implicarán un mayor precio, una pérdida de competitividad de la economía chilena y un mayor riesgo de abastecimiento externo.
16 La firma de contratos de largo plazo de abastecimiento de largo plazo de GNL permite atenuar la
incertidumbre respecto de los proveedores, pero no necesariamente del precio, el cual seguirá vinculado al precio de los combustibles en el mercado internacional. Otra posibilidad es el abastecimiento de gas natural por gasoductos desde los países vecinos, en cuyo caso hay que incorporar en el análisis el riesgo político.
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Por otra parte se debe recordar que nuestro país asumió un compromiso voluntario de disminuir en un 20% la emisión anual de CO2 proyectada para 2020 en relación a una trayectoria “business as usual” a partir del 2007. La forma de cumplir este compromiso no está plenamente definida, pero deberá explicitarse en los próximos años. Aunque el sector eléctrico representa una proporción menor de las emisiones de CO2,17 es posible que se pretenda adoptar medidas para limitar las emisiones en el sector, por ejemplo mediante impuestos o permisos transables (“cap & trade”). Al respecto se debe tener en cuenta que la iniciativa 20/25 ya constituye un cargo indirecto a las fuentes termoeléctricas y que restricciones adicionales pueden aumentar los precios ya elevados de las electricidad. Por otra parte, dado que, según se ha visto, existen limitaciones técnicas a la penetración de las ERNC, la manera más efectiva de limitar las emisiones de CO2 en la década 2020-‐2030 será el desarrollo de los proyectos hidroeléctricos en Aysén y/o el impulso de la opción nucleoeléctrica.18 2.4 Conclusiones
El análisis realizado en este capítulo indica que en la década 2020-‐2030 la demanda del sistema eléctrico chileno, incluyendo el SIC y el SING, crecerá en forma significativa, aun cuando se consideren avances en la eficiencia energética. Si bien la tasa de crecimiento anual promedio (4,1%) del consumo será inferior a la tasa histórica, hacia 2030 la generación neta anual deberá haberse incrementado en 51 TWh, esto es en un 50%, en relación a 2020, un monto algo menor aunque del orden de la generación total de Chile en la actualidad. Dados la iniciativa legal que busca que las ERNC alcancen un 20% de la matriz de generación hacia el 2025, los elevados precios que tiene la electricidad en Chile y la disminución en los costos de las nuevas tecnologías, es esperable que las ERNC cubran una proporción significativa del crecimiento del consumo que se producirá entre 2020 y 2030. De acuerdo a nuestro análisis, el aporte de las ERNC podría alcanzar en el límite unos 22 TWh, equivalente a un 43% de dicho crecimiento. Esfuerzos por incrementar aún más dicho aporte podrían implicar importantes costos económicos al sistema y a la competitividad de la industria, salvo que sea posible contar con centrales hidroeléctricas de embalse y unidades termoeléctricas idóneas que permitan compensar la variabilidad de las plantas eólicas y solar fotovoltaica. Consistente con lo anterior, es importante tener consciencia que, en cualquier escenario, la mayor parte del consumo eléctrico adicional deberá ser abastecida por centrales de base, sean hidroeléctricas o termoeléctricas. 17 Transportes es el sector que más aporta a las emisiones de GEI. 18 El Estudio de la CADE estimó que la no realización de los proyectos hidroeléctricos implica aumentar las emisiones de C02 del sector eléctrico entre 30% y 40%, según el escenario considerado. Ver Informe CADE, 2011, Capítulo 3, Escenarios para la Matriz Eléctrica Futura.
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El desarrollo hidroeléctrico, incluyendo las centrales de Aysén, tiene importantes beneficios, pues constituye una fuente doméstica y limpia de energía, relativamente abundante, de bajo costo, bajas o nulas emisiones de GEI y permite además compensar las intermitencias y la variabilidad de la generación en base a ERNC. Si se realizan los proyectos de Hidroaysén y Energía Austral, hacia fines de la década dichos proyectos aportarán unos 23 TWh al año, monto similar al aporte de las ERNC. A esa energía se podrán sumar unos 5 TWh provenientes de centrales hidroeléctricas en la zona centro-‐sur del país. En este caso se requiere un crecimiento marginal en el aporte de energía termoeléctrica, el que ha sido estimado en 1 TWh. El escenario puede ser muy distinto si no se realizan los proyectos hidroeléctricos en Aysén, en función de qué energía de base sea la que los reemplace (ver gráfico más abajo). En tal escenario, difícilmente se podría reemplazar parcialmente esa falta con un mayor aporte de las ERNC, por las razones técnicas analizadas. Estimamos que sí sería posible incrementar la contribución de la hidroelectricidad proveniente de centro-‐sur, desde 5 a 9 TWh. Aun así sería necesario cubrir del orden de 20 TWh (correspondiente a cerca de 2.700 MW) con plantas termoeléctricas. Dicha energía podría provenir de centrales alimentadas con carbón o gas natural o eventualmente de unidades nucleoeléctricas. Qué tipo de fuente termoeléctrica se utilice tiene distintas implicancias económicas y ambientales. El carbón tiene un costo relativamente menor y un mercado confiable, incluyendo suministros potenciales desde Magallanes. El gas natural tiene algunas ventajas ambientales, pero es más caro y su abastecimiento es más complejo e impredecible. La nucleoelectricidad no emite GEI, pero enfrenta dificultades regulatorias, incertidumbre en costos y mala percepción pública. Las perspectivas de desarrollo de la nucleoelectricidad podrían cambiar a futuro en la medida que la tecnología evolucione a estándares que sean percibidos más seguros por la población y que sus costos resulten competitivos en el caso de Chile. Ya sea que se desarrollen o no los proyectos hidroeléctricos de Aysén, es fundamental para la competitividad del sector eléctrico y de la economía chilena como un todo que se viabilice la realización nuevos proyectos termoeléctricos de base, en particular aquellos que utilizan carbón. Dicha posibilidad permite disciplinar el mercado, manteniendo precios competitivos para los consumidores industriales y residenciales. También es conveniente desarrollar los estudios, el marco regulatorio y la institucionalidad requeridos para impulsar la nucleoelectricidad en caso que el país así lo decida en el futuro, pues dichas tareas toman mucho tiempo. Por ahora, sin embargo, hay otras opciones tecnológicas más atractivas. Los escenarios planteados en esta sección sólo serán posibles en la medida que se adopten las políticas públicas destinadas a hacer frente a las causas de fondo que están generando el estancamiento observado en las inversiones en infraestructura energética, sobre todo en la generación de base. De lo contrario, se producirá un déficit creciente que, al igual que en coyunturas del pasado reciente, eventualmente será abordado mediante soluciones de corto plazo como la instalación de equipos a diésel y fuel oil, con las negativas consecuencias en
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términos de costos y contaminación. Dado el tiempo que, en condiciones normales, toma diseñar, tramitar y concretar los proyectos de generación eléctrica, se plantea impulsar lo antes posible las propuestas que se presentan en los próximos capítulos. Sólo así será posible asegurar que a partir de 2020 entren en servicio las centrales de base – hidroeléctricas y termoeléctricas -‐ y de ERNC que el país requerirá para satisfacer la demanda. En términos económicos estilizados, los escenarios en juego pueden sintetizarse en la figura siguiente: Figura 1. Escenarios energéticos alternativos -‐ crecimiento oferta 2020-‐203019
Costos marginales de largo plazo [USD/MWh]
Dentro del rango ilustrado, el escenario de precios en que se sitúe Chile en el largo plazo dependerá de la decisión, liderazgo y efectividad con que se aborden y solucionen las trabas existentes, tarea para la cual este documento propone ciertas políticas y caminos de acción. Como se aprecia en el gráfico, de no adoptarse las políticas públicas destinadas a hacer frente a las causas de fondo que están generando el estancamiento en las inversiones en infraestructura energética de base, podría llegarse a un escenario extremo de desarrollo en base a ERNC con unidades diesel con precios del orden de los 200 USD/MWh. Este es un escenario catastrófico que probablemente derivaría en una caída pronunciada en la expansión de la demanda (debido
19 Se asume que durante los 5 a 10 años que toma la entrada en servicio de las centrales de Aysén, los precios
se deprimen levemente. Esto porque el ritmo de entrada se ve presionado por el alto costo fijo que implican las líneas de transmisión. Uno o dos años después de la puesta en servicio de todas ellas, los precios debieran converger al costo medio de la tecnología de desarrollo. Si ésta fuera el carbón, los precios convergerían en un rango de USD 70 a USD 90 por MWh. Por lo tanto, los valores ilustrados en el escenario Aysén-‐ERNC corresponden a un promedio de largo plazo que incluyen el período inicial de precios ligeramente deprimidos.
0
50
100
150
200
250
Aysén-‐ERNC Carbón-‐ERNC Gas-‐ERNC Diesel-‐ERNC
65 a 85 70 a 90
110 a 130
180 a 220Escenarios con energías de baseHidroelectricidad Región Aysén y otras, carbón o gas natural
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al efecto agregado elasticidad-‐precio) y menores tasas de crecimiento y competitividad de la economía. Cabe destacar que por la dinámica de los mercados, los precios de contratos tenderán a converger a los costos marginales indicados en el gráfico anterior. En promedio se requerirán incorporar 5 TWh adicionales al año en la década 2020-‐2030, sólo para abastecer el mayor consumo proyectado. Dicho monto es un requisito mínimo, porque Chile requiere avanzar hacia un sistema eléctrico con mayores holguras en la capacidad disponible, no sólo para tener mayor seguridad en el abastecimiento, sino también un mayor nivel de competencia. Los mercados competitivos se caracterizan porque la capacidad disponible excede a la demanda. Teniendo en cuenta todo lo anterior, se estima que en promedio se requerirá aportar al menos 5 TWh al año en la década 2020-‐2030, de los cuales en promedio 2 TWh (40%) deberán provenir de las ERNC, y 3 TWh (60%) de hidroelectricidad y/o de termoelectricidad carbón-‐gas. En términos de potencia esto equivale referencialmente a 1.200 MW al año, distribuidos en 600 MW de ERNC, y el saldo en hidroelectricidad y/o de energía termoeléctrica.20
20 Se considera factores de planta (aproximados) de 0,5 para las hidroeléctricas, 0,35 para las ERNC
y 0,8 para las termoeléctricas, incrementándose en un 50% las inversiones en esta última tecnología, para disponer de mayor seguridad y capacidad de reserva.
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3. Participación Ciudadana Informada y Accountability
Como se señaló en el Primer Informe, la ciudadanía está más empoderada, participativa y preocupada del cuidado del medioambiente, así como de los impactos sociales asociados al desarrollo eléctrico. En un contexto de creciente pérdida de confianza en la institucionalidad, malestar por la falta de espacios de participación ciudadana y desinformación sobre materias energéticas y ambientales, la ciudadanía se organiza y moviliza para oponerse a los proyectos que considera tienen impactos ambientales negativos. En muchas ocasiones, grupos de interés de distintos tipos y orientaciones, a veces sustentados en millonarias campañas comunicacionales, predisponen a la opinión pública en determinadas direcciones. Los conflictos se han potenciado por una percepción de debilitamiento institucional. Esa percepción surge de acciones de la autoridad política y/o de los tribunales que se contradicen o que interfieren con decisiones administrativas y permisos otorgados. La falta de mecanismos que incentiven una acción responsable (accountability) y la desinformación ciudadana lleva a que las autoridades políticas, tanto a nivel local como nacional, y en el Ejecutivo y el Parlamento, no estén dispuestas a asumir costos políticos hoy para que se materialicen inversiones cuyos beneficios se percibirán en el futuro, después de sus respectivos períodos de desempeño. Asimismo, esto se ha visto exacerbado por un déficit de liderazgo político para plantear a la ciudadanía cuáles son las opciones energéticas disponibles y luego conducir al país en esta materia. En el contexto descrito es de vital importancia que la opinión pública pueda contar con información veraz y objetiva en materia energética la que muchas veces resulta sesgada en función de lo sustentado por determinados grupos de interés. En particular, es conveniente que la ciudadanía reciba información suficiente y equilibrada en relación a beneficios y costos (trade-‐offs) de las diversas opciones energéticas, incluyendo la seguridad de suministro, los costos económicos y los impactos ambientales. Una visión equilibrada en esta materia es esencial y atañe no sólo al ciudadano común sino muy particularmente a las autoridades gubernamentales, como asimismo al Poder Judicial, el que con sus fallos, quiéralo o no, influye en el desarrollo del sector energético.21 Los altos costos de la energía que estamos observando (en estos años exacerbados por la sequía en el SIC), aun cuando todavía no afectan en toda su magnitud las cuentas de luz que pagan los hogares chilenos, ya está teniendo consecuencias en la competitividad de diversas industrias. El reciente cierre de una planta papelera en el sur de Chile y la postergación
21 Los fallos más recientes conocidos – Castilla y Punta Alcalde, por nombrar dos -‐ han tendido a poner el acento en cuestiones medioambientales (no obstante existir RCA favorables a los proyectos) o el interés de determinadas comunidades o actores locales en detrimento del costo y de la seguridad global de suministro del sistema. Esta es una de las principales razones por las que la oferta se prevé tan estrecha en los próximos años y los costos proyectados de la energía tan altos.
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temporal o indefinida de proyectos mineros dan cuenta de esta realidad que empieza a emerger y que, más temprano que tarde, tendrá un impacto en el empleo y los niveles de vida de la población. Una opinión pública informada es la base de un debate serio y constructivo, en búsqueda del interés común de la sociedad. No es necesario, posible ni realista pretender un consenso global a nivel político y social sobre estos temas, pues siempre existirán visiones e intereses divergentes. Sin embargo, es posible lograr visiones ampliamente compartidas que ayuden a establecer las bases de un desarrollo energético adecuada a los intereses y objetivos de nuestro país, evitando que éste caiga rehén de posiciones ideológicas extremas o de intereses particulares. Del cometido de educar e informar responsablemente a la opinión pública hay actores que no pueden sustraerse. Desde luego, el principal de ellos es el Gobierno, quien debe proveer información oportuna, completa, equilibrada y veraz sobre la situación energética nacional y sobre sus proyecciones de mediano y largo plazo. Un elemento esencial para cumplir este rol es asegurar que los precios percibidos por la población en sus cuentas de luz reflejen adecuadamente la realidad de costos. Si la ciudadanía, producto de intervenciones regulatorias, no ve que la detención de los proyectos no tiene un impacto directo en el costo de la energía, será muy difícil cambiar el escenario actual. Asimismo, tal como algunos grupos de interés promueven legítimamente sus visiones en términos de tecnologías de generación o de manejo del medio ambiente, los gremios y empresas pueden también hacer un trabajo serio y sistemático en orden a informar y sensibilizar a la opinión pública y los líderes de opinión en relación al impacto que distintos proyectos y escenarios energéticos tienen para el país. Para ello, pueden contribuir para que las universidades y centros de investigación independientes, como entes autónomos con alta credibilidad, desarrollen estudios sobre la problemática energética. Además de contar con una opinión pública más informada, es necesario también avanzar en mejorar los espacios institucionales de participación ciudadana. Con ello será posible que los valiosos aportes de los movimientos sociales, e incluso de ciudadanos individuales, puedan ser incorporados de mejor manera en la discusión y en el diseño de tanto las políticas públicas, como en proyectos energéticos específicos. Asimismo, fortalecer los espacios institucionales de participación permitirá reducir los cuestionamientos sobre la legitimidad del sistema; canalizar de manera constructiva la preocupación e interés ciudadano por involucrarse más en los asuntos ambientales y energéticos; y atenuar el uso de otros mecanismos de presión, como las movilizaciones y los diversos recursos administrativos y judiciales. Si bien el conjunto de medidas propuestas en este documento deberían contribuir a reducir la conflictividad en torno al desarrollo del sector y de proyectos específicos, es esperable que persistan visiones divergentes y algún nivel de conflicto. Para mitigar los incentivos perversos que pueden enfrentar las autoridades para evitar los costos políticos de corto plazo (que se
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habrán reducido pero no habrán desaparecido completamente) es necesario aumentar su accountability, es decir, la responsabilidad en sus acciones. Consistente con estos planteamientos, estimamos pertinente formular las siguientes propuestas:
1. Que se ejecute y publique un informe público bianual del estado y las proyecciones de la situación energética nacional (en términos de oferta, demanda, precios, seguridad y efectos ambientales locales y globales). Este informe debiera ser licitado internacionalmente por el Ministerio de Energía y en él debieran idealmente participar universidades nacionales en asociación con centros de estudios o consultoras internacionales de alto prestigio. Los resultados del estudio debieran ser divulgados y debatidos a nivel nacional (a través de seminarios en Santiago y en regiones en que puedan participar organizaciones de la sociedad civil, centros de investigación, asociaciones empresariales, asociaciones de consumidores, organizaciones académicas, etc.) con una presentación final al Congreso;
2. Que se ejecute y publique un informe público bianual de la competitividad de las principales industrias de la economía nacional en función de los costos actuales y proyectados de la energía. Al igual que en el caso anterior, este informe debiera ser licitado internacionalmente por el Ministerio de Economía o el Consejo Nacional de Innovación para la Competitividad (CNIC) y en él podrían participar universidades nacionales en asociación con centros de estudios o consultoras internacionales de alto prestigio. Los resultados del estudio debieran ser divulgados y debatidos a nivel nacional a través de diversos foros (seminarios, cuentas al Congreso Nacional, entre otros); este trabajo debiera tomar como insumo lo concluido y proyectado en el informe indicado en el punto anterior, por lo que debiera contratarse bianualmente no después de 6 meses de concluido aquel.
3. Que el Ministro de Energía entregue una Cuenta Anual sobre el estado del sector
eléctrico, proyectos de generación y líneas de transmisión puestas en servicio en el último año, proyectos aprobados y en desarrollo, precios de la energía actuales y proyectados a nivel residencial e industrial, balance oferta/demanda del sector eléctrico proyectado para los próximos 5 años en función de los proyectos ciertos, leyes y reglamentos promulgados y en discusión, etc. En esta Cuenta, el Ministro de Energía debiera dar cuenta de los avances anuales en el cumplimiento de la Estrategia Nacional de Energía y de los riesgos que se visualizan en el mediano plazo.
4. Por otro lado, se estima pertinente rescatar una idea planteada en el informe de la
CADE (noviembre 2011) sobre información y educación de la opinión pública en materias energéticas y medioambientales. La propuesta en cuestión titulada “Sistema permanente de información pública energético-‐ambiental” plantea la creación de una plataforma abierta, interactiva y de consulta permanente de estos temas que permita al público ilustrarse adecuadamente y así construir sus opiniones
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de manera informada. Se plantea que esta plataforma sea creada de manera conjunta por los ministerios de energía y de medioambiente. Este instrumento debe ser parte de una estrategia de educación energética, que aparte a la construcción de conocimiento público y que genere espacios de debate abierto e informado.
5. Además de las otras propuestas respecto a participación ciudadana que se efectúan en este documento en las secciones de aporte local y ordenamiento territorial, es preciso perfeccionar los mecanismos contemplados en el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental en línea a lo propuesto en el informe CADE: mejorando la forma en la que los proyectos son presentados u explicados a la comunidad; ampliando los plazos para la participación ciudadana; y contemplando espacios de participación en las distintas etapas, considerando que los proyectos muchas veces sufren modificaciones significativas en sus “addenda”. Asimismo, resultaría conveniente establecer mecanismos de dialogo con la comunidad previamente al ingreso formal del proyecto al SEA. Con ese fin, cabe destacar la “Guía para la Participación Anticipada de la Comunidad en Proyectos que se Presentan al SEIA”, publicada este año por el Servicio de Evaluación Ambiental y que en parte aborda lo relativo a instancias de participación previa a las establecidas en el SEIA.
6. Finalmente, es necesario evitar que a través de cambios regulatorios o decisiones
administrativas, se aísle a los clientes regulados del encarecimiento de la energía provocado por el estancamiento en las inversiones o por una eventual introducción forzosa excesiva de ERNC a la matriz eléctrica. Lo anterior sólo se justifica para proteger a las familias, socio-‐económicamente, más vulnerables, mejorando el sistema actual de subsidios eléctricos. En consecuencia, hay que preservar un sistema regulatorio que traspase a los clientes regulados los reales costos de la energía.
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4. Aportes a comunidades locales
4.1 Introducción
En el primer informe de este estudio se señaló que una de las causas de fondo de la oposición y las dificultades que enfrentan los proyectos de generación, y también de transmisión eléctrica, es la distribución geográfica inequitativa de los beneficios y costos de esos proyectos. Mientras los impactos ambientales y sociales asociados a la construcción y operación de las centrales y líneas afectan casi exclusivamente a los habitantes de las comunas en las cuales estas se sitúan, los beneficios son mayoritariamente percibidos a nivel nacional o por el sistema interconectado que incorpora las nuevas obras. En efecto, los proyectos de generación eléctrica, con sus respectivas líneas de inyección, así como las líneas de transmisión troncal, generan diversos beneficios al país. El principal beneficio es la mayor disponibilidad de electricidad en los distintos puntos del sistema, lo cual mejora el abastecimiento y disminuye el costo para la población en la totalidad de las comunas interconectadas, incluyendo aquellas dónde los proyectos se localizan. Los proyectos también generan empleo, pero este beneficio solo es significativo durante la etapa de construcción. Una vez concluida la obra, la operación de las centrales (y de las líneas de transmisión) es realizada esencialmente por medio de sistemas automáticos de control que demandan muy poco empleo. Por último, las centrales también contribuyen al fisco, mediante las patentes municipales y los impuestos a la renta o al valor agregado. Sin embargo, dada la estructura de la legislación tributaria chilena, estos recursos son percibidos por el gobierno central o por las comunas de Santiago, donde se encuentran constituidas las matrices de las empresas generadoras o transmisoras.
Salvo por las emisiones de gases efecto invernadero -‐que tienen un impacto global-‐ la mayoría de las externalidades de los proyectos eléctricos se producen a nivel local. En primer lugar están los impactos ambientales. Los proyectos energéticos afectan el medioambiente local, razón por la cual la normativa contempla el cumplimiento forzado de estándares ambientales y las compensaciones o mitigaciones correspondientes. Asimismo, los proyectos de generación y transmisión generan impactos no ambientales a nivel local. La construcción y operación de las obras pueden tener un impacto directo sobre sus habitantes, por ejemplo si alteran sus costumbres o forma de vida. También se puede producir un impacto indirecto a mediano y largo plazo sobre la actividad económica de la zona, al reducir las opciones de uso alternativo del territorio. Por ejemplo, una central hidroeléctrica puede impedir el aprovechamiento turístico de un río o una central térmica y su puerto pueden dificultar el desarrollo de actividades agrícolas, turísticas o de pesca. En definitiva, la mayoría de las externalidades económicas negativas de un proyecto de generación o de transmisión eléctrica se producen en la zona en la cual se emplaza, a diferencia de sus beneficios, que se perciben a nivel nacional o del sistema interconectado.
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La localización y el emplazamiento de una central o una línea implica una tensión entre lo nacional y lo local: desde la mirada nacional, la construcción y funcionamiento de una central supone un beneficio, pero desde el punto de vista local constituye una potencial pérdida. Esta tensión ha resultado en un sistema de negociaciones bilaterales no reguladas y muchas veces ineficientes e injustas, entre los titulares de los proyectos y los integrantes de las comunidades locales. El sistema es injusto porque: (i) la compensación resultante de las negociaciones bilaterales depende más del poder de negociación de las partes que del impacto generado por el proyecto y (ii) nada garantiza que la compensación efectivamente beneficie a la comunidad afectada y no sólo a los que participan en el proceso de negociación o quienes tiene mayor capacidad de ejercer presión. El sistema es ineficiente porque origina importantes costos de negociación a las partes y puede transformarse en un gran obstáculo al desarrollo de nuevos proyectos de inversión eléctrica que son beneficiosos para el país, especialmente por la incertidumbre respecto de los costos y tiempos de desarrollo.
4.2 Propuestas
Para hacer frente a este problema que enfrentan los proyectos de generación y transmisión eléctrica se propone implementar dos mecanismos regulados de aportes a las comunidades locales que permitan mejorar la equidad en la distribución de los beneficios y costos asociados a su desarrollo y operación. 22 El primer mecanismo consiste en la modificación de la regla de distribución de la patente municipal entre las comunas donde se sitúan las matrices de las empresas de generación y transmisión eléctrica y aquellas donde se sitúan las inversiones. La Ley de Rentas Municipales y su reglamento establecen que el contribuyente que posee una o más sucursales, deberá repartir el pago de la patente entre los municipios en que se localizan la casa matriz y las sucursales, en función del número de trabajadores que trabaje en cada una de ellas. Como las centrales generadoras y las líneas de transmisión operan con un número reducido de trabajadores, un gran porcentaje de la patente no es pagada en las comunas donde están las inversiones, sino en las cuales las empresas tienen su casa matriz, tradicionalmente Santiago, Providencia, Las Condes o Vitacura. Para que las comunas en las que se provocan los impactos de los proyectos energéticos se beneficien de manera más equilibrada de los ingresos municipales que generan los mismos, se propone una modificación del reglamento de patentes municipales que introduzca la capacidad instalada de generación (o de transmisión, según sea el caso) como un nuevo factor de distribución para el pago de la patente de las empresas generadoras (y transmisoras). Así, el monto de las patentes se distribuirá entre las comunas de la casa matriz y de las centrales (o líneas) en función tanto de los trabajadores como de la potencia.
22 Estas propuestas están basadas en aquellas realizadas en 2009 por el gobierno de la Presidenta Bachelet.
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El segundo mecanismo es un aporte obligatorio que las empresas, que conecten centrales de generación o líneas de transmisión a un sistema interconectado de mayor tamaño (SIC o SING), deberán pagar a los municipios donde se localicen dichas instalaciones, con el objeto de financiar proyectos de desarrollo local. Se propone que dicho pago sea proporcional a la potencia instalada o la inversión realizada, y se pueda imputar como crédito contra las obligaciones tributarias, de modo que en la práctica equivalga a una redistribución de la recaudación de impuestos desde el gobierno central a los municipios en los que se emplacen los proyectos. Eventualmente dicho pago se puede distribuir a lo largo de la vida útil del proyecto o expresar en función de la energía aportada al sistema, de modo que la compensación guarde relación con la operación efectiva de la planta o línea. En cuanto a la magnitud del aporte, el proyecto de ley de 2009 proponía para las centrales generadoras un pago de US$ 22.000 por MW de potencia instalada, pagadero en diez cuotas anuales. De optarse por un pago proporcional a la energía generada, debería considerarse el factor de planta de la central y su vida útil. Si se supone un factor de planta de 90% los US$ 22.000 antes referidos equivaldrían aproximadamente US$ 0,30 por MWh, o US$ 2.200 por año. En el caso de la instalaciones de transmisión, la compensación podría fijarse en función de la tensión de la línea o el monto de inversión, en cuyo caso no debiera superar el 1% de la inversión. En este caso, el aporte debiera distribuirse entre todas las comunas por las que se extienden los sistemas de transmisión con algún criterio razonable y equitativo. Los municipios favorecidos estarían obligados a implementar procesos transparentes y participativos para proponer, evaluar y decidir las obras e iniciativas de desarrollo local. También hay que establecer mecanismos que posibiliten la ejecución expedita de dichos proyectos y el control de los recursos aportados. Se recomienda facultar a los municipios para que encarguen a la propia empresa eléctrica la ejecución y operación de los proyectos de desarrollo, teniendo en cuenta la mayor flexibilidad que una entidad privada tiene para realizar dichas tareas y el interés de la empresa en el éxito de los proyectos. El aporte obligatorio debiera pagarse sin perjuicio de las acciones y aportes adicionales que las empresas deseen realizar en beneficio de las comunidades afectadas por los proyectos de inversión. Dichos aportes adicionales pueden eventualmente fortalecer el alcance e impacto de las iniciativas seleccionadas por la comunidad. Cabe recordar que el aporte obligatorio es esencialmente una redistribución de fondos fiscales desde el gobierno central a las comunidades afectadas por un proyecto eléctrico, mientras los aportes adicionales pueden ser concebidos como una contribución de los inversionistas al desarrollo de dichas comunidades. Además, si el pago del aporte obligatorio viene acompañado de una disminución de los aportes adicionales efectuados por los inversionistas, se termina diluyendo el efecto neto de estos aportes y reduciendo su efectividad. El aporte propuesto no pretende “internalizar” las externalidades ambientales que pueda generar un proyecto. Para ello están las compensaciones y mitigaciones ambientales que
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son impuestas en el proceso de evaluación ambiental. Esta propuesta no debe modificar las exigencias ambientales de los proyectos.
Se propone que la compensación se establezca por ley, no sólo porque así lo requiere nuestro marco constitucional, sino porque es esencial que las especificidades del diseño cuenten con la mayor legitimidad posible. La discusión en el parlamento, bien conducida, garantiza que todos los puntos de vista hayan podido ser expresados y considerados. Más importante que el monto definitivo, es que este haya surgido de un proceso participativo, legitimado por toda la sociedad.
Por simplicidad, en el caso de las centrales termoeléctricas, se propone establecer un mismo aporte obligatorio para todo tipo de combustible. Así se evita la complejidad que implicaría determinar el impacto social específico de una central toda vez que el avance tecnológico altera continuamente los impactos de los proyectos.
Es fundamental que el proceso de decisión sobre el uso de los recursos liderado por el municipio sea transparente, participativo y eficiente. Deben definirse mecanismos de rendición de cuenta respecto a los usos que el municipio le dé a estos recursos. Sólo en la medida que la comunidad perciba que el aporte está siendo utilizado para financiar obras que efectivamente contribuyen al desarrollo local y que haya podido participar en la generación y selección de las obras, se logrará el objetivo de favorecer el apoyo local al desarrollo de los proyectos energéticos.
La propuesta permite descontar del pago de impuestos el aporte obligatorio de modo que esta no implique un encarecimiento en el precio de la energía o un desincentivo a la inversión. Alternativamente el mismo objetivo se podría lograr mediante transferencias desde el Gobierno Central a los municipios afectados, sin reformar el sistema tributario. En ambos casos la solución al déficit de inversiones no agrava el problema inicial. Cualquiera sea el mecanismo utilizado, se debe garantizar que lo que las comunidades reciban como compensación no sea descontado de otras transferencias que recibe del gobierno central.
En último término el objetivo de los mecanismos que aquí se proponen es obtener el apoyo de las comunidades locales al desarrollo de proyectos de generación y transmisión eléctrica que no solo beneficiarán a la sociedad chilena en general, sino también a las mismas comunidades afectadas. La mejor manera de asegurar un desarrollo sustentable del sector eléctrico es que existan muchas comunidades interesadas en atraer nuevas inversiones, seguras que ellas podrán obtener parte de sus beneficios y no solo sus costos. De esta forma se logrará concretar el concepto de valor social compartido (“shared value”) popularizado por Michael Porter.23
23 Ver Michel Porter, "Creating Shared Value". Harvard Business Review; Jan/Feb2011, Vol. 89 Issue 1/2, p62-‐77.
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5. Ordenamiento territorial 5.1 Competencia por el uso del territorio La creciente competencia por el uso del territorio entre distintos fines productivos y de preservación es otra de las causas de fondo que están generando conflictos en el desarrollo de los proyectos energéticos y judicializando la tramitación de sus permisos ambientales. A medida que han aumentado la población y la actividad económica, se ha hecho más frecuente que la localización planeada para un proyecto de generación eléctrica entre en conflicto con usos alternativos para ese mismo territorio, como son los turísticos, residenciales, agrícolas o de protección de la biodiversidad, el patrimonio cultural y los pueblos originarios. Este conflicto ocurre tanto respecto de los usos del suelo como del borde costero y marítimo. La Comisión Nacional de Energía graficaba, ya en presentaciones realizadas en el año 2008, la creciente dificultad que existía para desarrollar infraestructura energética en localidades geográficas sin que entraran en conflicto con otros destinos, vocaciones o denominaciones del territorio. Por ejemplo, la Figura 2 ilustra los diversos usos territoriales que coexisten en localidades aledañas a Concepción.
Figura 2. Usos alternativos del territorio
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Fuente: Comisión Nacional de Energía 5.2 Falencias en el sistema de ordenamiento territorial Parte importante de los conflictos que han retrasado o incluso impedido la materialización de proyectos energéticos se ha producido por visiones discrepantes sobre la compatibilidad de la instalación de infraestructura energética con los usos autorizados del territorio o, alternativamente, con la definición de dicho territorio como área de protección del patrimonio ambiental o cultural. Por ejemplo, la oposición local y los recursos presentados en Tribunales y la Contraloría General de la República en contra de la aprobación de los permisos de la planta de propano-‐aire en Peñalolén y las centrales térmicas Campiche y Castilla se debieron a discrepancias respecto de la interpretación de los usos permitidos por la Ordenanza General de Urbanismo y Construcciones y por los Planes Reguladores correspondientes. Por su parte, la oposición al desarrollo de las centrales hidroeléctricas de Palmar Correntoso, Chacayes, Hidroaysen, Alto Maipo y Achibueno, al Parque Eólico Chiloé y a la central térmica Barrancones, situadas en o próximas a áreas designadas con algún tipo de protección (por ejemplo Parques Nacionales, Reservas, Comunidades Indígenas) se ha debido a diferencias respecto de la interpretación del alcance de dicha designación. La razón de fondo de estos conflictos es la falta de un sistema integrado de ordenamiento territorial que considere la totalidad del territorio de un modo coherente. El estudio encargado por el Ministerio de Energía, realizado por el equipo de Derecho Ambiental y Recursos Naturales de FerradaNehme24, muestra que en vez de un sistema coherente, hay una gran diversidad de cuerpos normativos que regulan el uso del territorio, sin que existan mecanismos que permitan coordinar las distintas regulaciones. Así, en cada territorio pueden confluir distintas prioridades de uso del suelo, que son contradictorias entre sí o presentan conflictos de proximidad, sin que exista un mecanismo que permita prever o resolver dichas incompatibilidades. La coexistencia de una multiplicidad de instrumentos de ordenamiento territorial que competen a distintos servicios ha originado inconsistencias regulatorias que generan incertidumbre a los inversionistas y provocan oposición ciudadana a los proyectos. En la práctica ello ha resultado en que “para una determinada obra, proyecto o actividad no haya certeza sobre la posibilidad de su emplazamiento en determinada área”. 25 Como señala el informe de FerradaNehme, el ordenamiento jurídico carece de una política de ordenamiento territorial que mire al territorio de manera integral. Si bien la planificación urbana corresponde a un sistema jerarquizado, recogido en la Ley General de Urbanismo y Construcción y en su Ordenanza26, en el ámbito rural y, por ende, en el territorio en su conjunto, se carece de estructura y coherencia entre las diversas escalas de planificación, y se presenta una multiplicidad de normas e instituciones involucradas. 24 Equipo de Derecho Ambiental y Recursos Naturales de FerradaNehme, “Análisis de la Institucionalidad, la Regulación y los Sistemas de Gestión y Ordenamiento del Territorio en Chile”, 3 de octubre del 2011. 25 Op. cit. 26 Que se materializa a través del Plan Regional de Desarrollo Urbano, los Planes Reguladores Intercomunales, Planes Reguladores Comunales, Planes Seccionales y el Limite Urbano.
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En lo que respecta a las zonas sujetas a protección especial del patrimonio ambiental y los recursos naturales, el informe de la Comisión Asesora de Desarrollo Eléctrico (CADE) señala que existen más de 27 categorías diferentes establecidas por distintas leyes27. Como señala Martínez (2012)28, no existe un servicio público que esté a cargo de coordinar la creación de las distintas áreas de protección. En el país hay 201 áreas protegidas correspondientes a alguna de estas 27 categorías, las que cubren 30 millones de hectáreas y un 20% del territorio nacional. A ellas hay que sumar los 338 sitios prioritarios para la conservación de la biodiversidad que han sido declarados por las autoridades ambientales regionales, las cuales no poseen ningún estatus legal de protección. Estos instrumentos de protección territorial no sólo no están coordinados entre sí, sino tampoco con otros instrumentos de protección jurídica, como por ejemplo las declaraciones de especies en peligro; hay más de 400 especies de flora y fauna declaradas en peligro, pero varios de los hábitat críticos de estas especies no están protegidas como áreas de conservación. Entre las zonas sujetas a protección especial cabe también mencionar las que pretenden proteger el patrimonio cultural, las comunidades indígenas y el turismo. Respecto a estas categorías de protección, no hay claridad si la designación de un área como protegida prohíbe que en ella se desarrollen proyectos de generación o solo implica que estos deben someter un estudio de impacto ambiental y cumplir con medidas de conservación más estrictas. En consecuencia, es habitual que se generen discrepancias respecto de la interpretación de las diversas normas que regulan los usos que están permitidos y prohibidos en el territorio. Respecto de un mismo instrumento de ordenamiento territorial, como por ejemplo un plan regulador o una zona sujeta a protección especial -‐por ejemplo un parque nacional-‐ se suele encontrar en conflicto a inversionistas que consideran que está permitido el emplazamiento de sus proyectos en una determinada área, con movimientos sociales y ambientalistas, que están convencidos de lo contrario.29 La falta de claridad, dispersión de normas, multiplicidad de instituciones e instrumentos, e incluso la inconsistencia entre estas, han resultado que en muchos de los casos donde se han generado conflictos, también ha habido interpretaciones discrepantes al interior de la administración pública, entre los servicios públicos y la Contraloría e, incluso, entre distintas instancias judiciales.
27 Ejemplos: Parque Nacional, Reservas Nacionales, Reserva de Regiones Vírgenes, Reservas Forestales,
Santuario de la Naturaleza, Zonas húmedas de importancia internacional especialmente como hábitat de aves acuáticas, Monumentos Nacionales, Parque Marino, Reservas Marinas y Áreas Marinas y Costeras Protegidas, entre otras. Ver Informe de la CADE, 2011.
28 Martinez, Daniela, “Opposition to Power Plants in Chile”, Tesis Master en Derecho (LLM), Universidad de
Harvard, Mayo (2012). 29 En el caso de los Parques Nacionales y de Reservas Nacionales, algunos servicios públicos y muchas
organizaciones sociales han interpretado que está prohibida la construcción de proyectos de generación en su interior pero la Corte Suprema, y también la Contraloría, han señalado que esta protección no implica una prohibición a ejecutar proyectos o actividades comerciales (fallos en Hidroaysen, Chacayes, Palmar Correntoso, entre otros).
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Cuando distintas instituciones establecen regulaciones para el mismo territorio que son incompatibles entre sí y además lo hacen mediante procesos que incluyen la participación ciudadana, es predecible la molestia de la ciudadanía y las organizaciones sociales que participaron en los procesos. La situación es aún más compleja cuando el instrumento de menor jerarquía se estableció mediante un proceso participativo mientras que el de mayor jerarquía, que prima sobre el otro, no consideró espacios de participación al ser implementado. La falta de coordinación entre instituciones e instrumentos y la inexistencia de mecanismos para canalizar y balancear distintos intereses y resolver posibles incompatibilidades, fuerza a los actores a trasladar el conflicto al proceso de evaluación ambiental de proyectos específicos. Sin embargo el sistema de evaluación ambiental no fue diseñado para resolver divergencias respecto al uso del territorio; no procede definir políticas de ordenamiento territorial en un sistema que fue diseñado para verificar el cumplimiento de la regulación por parte de proyectos específicos (caso a caso). Finalmente, el conflicto no se resuelve y la mayoría de las veces se genera la judicialización del mismo, con las consiguientes trabas, ineficiencia e incertidumbre para el desarrollo de los proyectos. Todo ello contribuye además a deslegitimar el proceso de evaluación ambiental. 5.3 Líneas de acción propuestas En los lineamientos de la política energética explicitada en 2008 se identificaba la necesidad de avanzar en la regulación de ordenamiento territorial para reducir las dificultades que enfrentan los proyectos.30 El actual gobierno del Presidente Pinera ha hecho un diagnóstico similar. Después de su intervención para anular el proyecto Barrancones, el Presidente dio instrucciones al Ministro de Bienes Nacionales para que efectuara un proceso de ordenamiento territorial destinado a determinar áreas adecuadas para el desarrollo de centrales eléctricas y áreas que debieran ser protegidas.31 Asimismo, la Estrategia de Energía 2012 propuso adicionalmente determinar áreas donde las centrales termoeléctricas estarían permitidas o prohibidas, como asimismo prohibir en algunas áreas de la Patagonia la instalación de centrales y líneas de transmisión.32 Si bien estas propuestas apuntan al problema de fondo, de implementarse, podrían tener un efecto limitado si simplemente agregan nuevas capas de regulación, sin eliminar o modificar las capas actualmente existentes ni sus inconsistencias. En tal caso podrían aumentar la frustración
30 Comisión Nacional de Energía, Política Energética: Nuevos Lineamientos. Transformando la Crisis Energética
en una Oportunidad, (2008). 31 Ministerio de Bienes Nacionales, Cuenta Pública 2010. 32 Hasta el momento, de estas propuestas, la única que se ha materializado es el Mapa IDE Chile (Infraestructura
de Datos Geoespaciales) en la página WEB del Ministerio de Vivienda, un visor de mapas de información de ordenamiento territorial que ya abarca ocho regiones del del país y se espera completar en los próximos meses.
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y el nivel de conflicto, pues generarían expectativas en la población, sin resolver los problemas actuales. Para avanzar en la construcción de un sistema de ordenamiento territorial que permita el uso racional y sustentable del territorio, combinando el aprovechamiento con la protección de recursos naturales, es necesario partir de la realidad institucional y normativa vigente e ir transformándola en un sistema integrado y coherente. El objetivo de largo plazo debiera ser que Chile cuente con un sistema que consagre: (i) lineamientos generales en lo económico, territorial y político-‐social que regulen y prevalezcan sobre los planes o estrategias locales; (ii) la descentralización en el diseño de los instrumentos de ordenamiento territorial; (iii) la coherencia estructural para evitar interpretaciones divergentes y la superposición de instrumentos; (iv) asignación clara de responsabilidades y atribuciones institucionales; y (v) la participación ciudadana. Para ello se propone que el Ministerio de Vivienda y Urbanismo asuma la autoridad en la materia, asignándosele la responsabilidad de revisar todos los instrumentos de ordenamiento territorial y zonificaciones especiales, incluyendo sus formas de generación, alcances legales, modalidades de concreción en el territorio y posibles incompatibilidades e inconsistencias con otras normas. Esta propuesta es consistente con el proyecto de ley del Gobierno de fusionar los ministerios de Vivienda y Urbanismo y de Bienes Nacionales para crear un nuevo Ministerio de Ciudades, Viviendas y Desarrollo Territorial, cuyo objetivo será “la fijación de reglas y la formulación de políticas nacionales sobre planificación y gestión urbana y territorial, sobre instalaciones de infraestructura, además de proyectos u obras de carácter estratégico o de importancia nacional establecidos por ley”.33 Los objetivos de la autoridad ministerial deberían ser los siguientes:
• En primer lugar, y de manera inmediata, completar para todo el territorio un sistema de información que muestre la situación inicial en alguna plataforma, como la que está actualmente desarrollando el Ministerio de Bienes Nacionales en el IDE Chile.34 Pero no basta con mostrar en un mapa los distintos instrumentos y zonificaciones correspondientes a cada área. El sistema de información debería también explicitar la interpretación única que el Poder Ejecutivo en su conjunto hace del alcance de la norma, lo que debiera venir acompañado de la elaboración de reglamentos para precisar los aspectos que puedan estar causando incertidumbre35.
• Asimismo, con el objeto de evitar que distintos servicios sostengan interpretaciones discrepantes, en colaboración con el Ministerio Secretaria General de Presidencia, se
33 Presentación del Ministro Francisco Pérez ante la Comisión de la Cámara de Diputado del 21 de junio de 2013:
http://www.camara.cl/prensa/noticias_detalle.aspx?prmid=72505 34 Ver www.ide.cl 35 En este sentido, los esfuerzos por reglamentar la operación del Sistema de Evaluación Ambiental, el Convenio
Nº 169 y el Ordenamiento del Borde Costero, entre otros, van en la dirección correcta.
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debería analizar los marcos jurídicos correspondientes para explicitar la interpretación oficial del gobierno respecto al alcance de los instrumentos de ordenamiento territorial y de las zonas especiales de protección, específicamente cuando existan posturas en conflicto respecto a lo que se refiere a la prohibición o autorización de llevar a cabo inversiones en infraestructura energética. Para ello será necesario establecer administrativamente un mecanismo de resolución de conflictos. Una vez resueltas las incompatibilidades, deberá coordinar con el servicio correspondiente la armonización de la regulación pertinente para evitar estas inconsistencias y así facilitar la interpretación por parte de los inversionistas, de la ciudadanía y de otros órganos como Contraloría y Tribunales.
• De este modo, el sistema de información entregará a los inversionistas y a la ciudadanía un mapa del ordenamiento territorial con las áreas en las que, de acuerdo al poder ejecutivo, están permitidas estos tipos de obras, en función de las regulaciones territoriales vigentes. El Ministerio de Vivienda deberá mantener actualizado este sistema de información.
• En una segunda instancia, el Ministerio deberá proponer un marco legal estructurado, jerarquizado y con referencias geográficas explicitas, que contenga los mecanismos de coordinación entre las distintas instituciones con que tienen facultades en el ordenamiento territorial y el establecimiento de zonificaciones especiales de protección. Dicho marco debe asegurar una visión integral y coherente de la totalidad del territorio y prever la adecuación de las leyes sectoriales correspondientes. De este modo las instituciones estarán obligadas a coordinarse antes de dictar nuevos instrumentos, lo cual disminuirá los posibles conflictos.
• Este marco deberá también establecer los mecanismos de resolución de conflictos para intentar que estos sean resueltos antes de llegar al sistema de evaluación ambiental, así como mecanismos de participación ciudadana para que en las definiciones se recojan los diversos intereses y para dotarlas de legitimidad ante la ciudadanía. En este trabajo más de fondo debieran considerarse las experiencias internacionales y también los resultados obtenidos a partir de la aplicación de los Estudios Ambientales Estratégicos, el Comité de Ministros para la Sustentabilidad, en cuanto espacio de coordinación al interior del gobierno para la creación de nuevas áreas silvestres protegidas por el Estado, y la creación del Servicio de Biodiversidad y Áreas Silvestres Protegidas.
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6. Permisos Administrativos 6.1 Permisos aplicables a proyectos de generación eléctrica La concreción de proyectos de generación eléctrica requiere que se tramiten y aprueben numerosos permisos que otorgan diversas reparticiones públicas. El estudio “Identificación de Dificultades en la Tramitación de Permisos de Proyectos en el Sector Eléctrico” (en adelante, el “Estudio”),36 identificó 57 permisos aplicables a proyectos de generación o transmisión eléctrica, 21 de los cuales están vinculados al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) y 35 se distribuyen en las siete categorías siguientes: (i) concesiones y servidumbres, (ii) legislación de aguas, (iii) flora y fauna, (iv) patrimonio y pueblos indígenas, (v) urbanismo y vialidad, (vi) sanitarios, y (vi) seguridad. El listado de los 57 permisos se presenta en el Anexo 1. El Estudio hizo un análisis detallado de los expedientes de tramitación de los principales permisos aplicables a proyectos generación, centrándose en el SEIA, las concesiones y servidumbres y la legislación de aguas. Los resultados de este análisis se sintetizan a continuación. Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental El SEIA es una instancia crítica en la tramitación de los proyectos, pues no sólo conduce a un permiso específico (RCA, Resolución de Calificación Ambiental) sino también constituye un mecanismo que canaliza diversos otros permisos ambientales sectoriales. El SEIA tiene dos modalidades: (i) declaración de impacto ambiental (DIA), que se aplica a proyectos simples, exige menores tiempos de tramitación y no requiere instancias de participación ciudadana directa, y (ii) estudio de impacto ambiental (EIA) que se aplica a proyectos mayores, toma más tiempo y contempla instancias de participación ciudadana. El Estudio identificó 383 proyectos de generación eléctrica con capacidad superior a 3 MW tramitados entre 1994 y 2010, 209 de los cuales se procesaron mediante DIA y 94 mediante EIA. Los tiempos de tramitación promedio fueron 155 días para proyectos con DIA y 333 días para proyectos con EIA. En el caso de los proyectos con EIA -‐que en general se aplica a las centrales que son objeto de este informe-‐ se encontraron importantes variaciones en los tiempos de tramitación, destacando la lentitud (728 días) de los proyectos (2) presentados en la XI Región y de aquellos de carácter interregional. 37
36 Estudio realizado en 2010 por la empresa Medio Ambiente y Gestión S.A. (MG) por encargo del Ministerio de
Energía. 37 Entre aquellos cuya tramitación excedió los 500 días se cuentan 4 centrales termoeléctricas y 4
hidroeléctricas, que se indican en el siguiente cuadro.
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El Estudio concluyó que si bien los plazos del SEIA no se cumplen, en general dichos plazos no son exagerados, las tasas de rechazo (2%) y desistimiento (7%) son reducidas y existe un adecuado nivel de transparencia en el proceso. Los mayores retrasos se presentan en proyectos con incertidumbre sobre los impactos ambientales y/o con conflictividad con las comunidades locales. Los temas ambientales más críticos se relacionan con calidad del aire, el medio marino, la ley de bosques y el caudal ecológico. Concesiones marítimas En el caso de concesiones y servidumbres existen situaciones diversas, presentándose algunos casos críticos. Particularmente demorosa es la tramitación de concesiones marítimas, por ejemplo para instalar emisarios o ductos de succión de agua de mar de sistemas de enfriamiento de centrales termoeléctricas a carbón o construir muelles o puertos de descarga de combustible para centrales generadoras.38 La demora promedio puede superar los 900 días, siendo más críticas las solicitudes presentadas en las regiones II y IV. Una razón de las demoras fue el aumento de la demanda derivada de las inversiones en centrales termoeléctricas proyectadas en el período 2007-‐2009. Bienes nacionales También es compleja y demorosa la tramitación de adquisiciones, arriendos y concesiones de uso oneroso de bienes nacionales, proceso que se inicia con la postulación, la que resuelta favorablemente, permite al interesado proceder a la compra, arriendo o concesión. Sobre la base de 178 expedientes de solicitudes de empresas generadoras, MG concluyó que un 31% habían sido aprobadas, 30% rechazadas y 39% se encontraban en proceso. Los rechazos son significativos para todo tipo de proyectos (hidroeléctricos, termoeléctricos, eólicos y solares) en especial para los hidroeléctricos y eólicos. Las postulaciones aceptadas demoraron en promedio
Los largos períodos de tramitación de estos proyectos se debieron, entre otras razones, a las suspensiones del proceso derivadas de la revocación de la RCA de parte de la Corte Suprema (Campiche), las complejidades técnicas en la evaluación de impacto asociado al uso de petcoke en zona portuaria (Tocopilla), las emisiones atmosféricas en zonas rurales (Candelaria) y los reasentamientos humanos e implicancias hidrológicas y forestales asociados a áreas de inundación (Lago Atravesado, Los Lagos, Osorno). En general en todos estos casos los procesos estuvieron acompañados de fuerte resistencia de la comunidad o gobiernos locales. 38 Entre 2007 y 2010 se presentaron 19 solicitudes de concesiones marítimas para proyectos de generación eléctrica.
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289 días, y las rechazadas, 235 días. Sin embargo las tramitaciones en curso llevaban 314 días, con demoras de 800 días en promedio para empresas termo-‐hidroeléctricas. Al igual que en las concesiones marítimas, una causa de los retrasos fue el incremento en los proyectos termoeléctricos en el período 2007-‐2009. El Estudio analizó 23 procesos de compra, arriendos y concesiones de uso oneroso de bienes fiscales, realizadas con posterioridad a la aprobación de la respectiva solicitud, concluyendo que en promedio las compras se resolvieron en 554 días y los arriendos en 292 días. En los tres casos (compras, arriendos y concesiones) existían tramitaciones que llevaban más de 520 días (en promedio) sin resolverse.39 Las demoras en las compras y concesiones, se deben en parte a que en ellas se requiere la participación del Gobierno Regional, a través de la Comisión Especial de Enajenaciones, cuyo rol es determinar el derecho, renta o valor comercial del bien fiscal. Pero también influye que sea una práctica usual esperar a que los proyectos obtengan la resolución de calificación ambiental antes de perfeccionar el contrato. Concesiones geotérmicas Entre 2003 al 2010, el Ministerio de Minería publicó 74 decretos referidos a solicitudes de concesión para explorar o explotar yacimientos geotérmicos, de los cuales un 30% fueron favorables, 47% fueron denegados y 23% correspondieron a adjudicaciones de licitaciones. Los plazos promedios de decisión son de alrededor de un año y en general no superan los 450 días.40 Los elevados tiempos de tramitación se explican en gran medida a la obligación de consultar a numerosos (diez) órganos del Estado, los que en promedio tardaron 71 días en responder. Una de las mayores dificultades han sido los reclamos de comunidades indígenas (aymaras y quechuas) en el norte de Chile. Concesiones eléctricas La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) tramita un gran número de concesiones eléctricas, ya sea provisionales (que otorgan derecho hacer estudios y mediciones en terreno) o definitivas (que permiten instalar y explotar las obras). Sin embargo, la gran mayoría corresponde a empresas distribuidoras, las cuales están obligadas a operar bajo concesión. Las empresas generadoras y transmisoras no tienen dicha obligación y frecuentemente operan sobre la base de acuerdos con los propietarios de los terrenos afectados. De un total de 81 decretos de concesión otorgados por el Ministerio de Economía en 2009-‐2010, 72 eran de distribución (definitivas), 4 de transmisión (definitivas) y 5 de generación (2 definitivas y 3 provisionales). Datos proporcionados por la SEC indican que en 2009 el tiempo de tramitación promedio de las concesiones definitivas fue de 138 días para proyectos de generación y 290 para transmisión,
39 554 días para los arriendos, 522 para las compras y 534 días para las concesiones. 40 Se observa que los plazos promedio de decisión fluctúan aproximadamente entre 150 a 750 días, con un promedio general de alrededor de un año.
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superando los 120 días establecidos en la ley. Las principales causas son las demoras en el proceso de notificación a los afectados, los traslados de oficios a las partes involucradas y la falta de recursos de la SEC para abordar las diversas tareas encomendadas por la normativa. Legislación de aguas El registro de derechos de aprovechamiento no consuntivo de aguas superficiales constituidos entre 1990 y 2010 contiene 1761 solicitudes, tramitados en 90 expedientes por 21 empresas de generación eléctrica, por un total de 448 millones de l/s. Dichos derechos se constituyeron fundamentalmente en los períodos 1990-‐1994 y 2004-‐2010. Si bien en ambos períodos el número de tramitaciones fue similar, en el primero se adjudicó el 90% del caudal y en el segundo, el 9%. Hasta el 2002, la tramitación de solicitudes de derechos superaban los 2.000 días en promedio. A partir del 2007, dichos tiempos bordean los 590 días. Las solicitudes para modificar los puntos de captación y restitución de aguas no tienen un tratamiento diferenciado respecto de las restantes solicitudes de aprovechamiento de aguas, por lo que no es posible saber si los tiempos de tramitación difieren. El Estudio analizó también 27 solicitudes para obtener el permiso de proyectos de obras hidráulicas presentadas a la Dirección de Obras Hidráulicas presentadas entre 2007 y 2010. Dos de dichos permisos habían sido denegados, luego de 244 días de tramitación (en promedio) y uno había sido aceptado, luego de 352 días. Sin embargo, debido al rezago, el tiempo de tramitación podía superar los 1057 días. 6.2 Análisis de problemas en la tramitación de permisos El Estudio realizó una serie de entrevistas a informantes claves pertenecientes a reparticiones públicas y empresas privadas para conocer los problemas que enfrentan los proyectos eléctricos al tramitar sus permisos en los siguientes cuatro tópicos: requisitos y procedimientos de permisos, gestión pública, gestión privada y conflictos sociales y políticos. Las principales conclusiones se indican a continuación. Requisitos y procedimientos Las principales falencias están en la falta de claridad de la normativa, principalmente en relación a los requisitos para obtener los permisos. Los mayores niveles de incertidumbre se relacionan con las normas ambientales, el tema indígena (en especial respecto a la aplicación del Convenio 169) y con la forma de aplicación de la Ley de Bosque Nativo. La interpretación de la normativa es otro problema recurrente, constatándose criterios que difieren entre sí según la región u organismo público de que se trate. Se advierte una tendencia a aplicar criterios que van más allá del espíritu de la norma, lo cual retrasa y entorpece las tramitaciones. Esto es particularmente relevante en materia ambiental, observándose posturas
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personales de funcionarios, que no se condicen con el concepto de desarrollo sustentable que inspira a la ley del medioambiente. La falta de uniformidad se genera en gran medida por el amplio poder de decisión que gozan los servicios para interpretar la ley, sin que exista una adecuada estandarización de normas. Otro problema relacionado es el vacío o ausencia de normas, en particular respecto de la legislación indígena, el Código de Aguas, la Ley de Bosque Nativo, como asimismo respecto a proyectos más novedosos, como los eólicos y geotérmicos. Gestión pública Las principales críticas apuntan a la discrecionalidad de los entes evaluadores debido a la falta de criterios uniformes a nivel nacional a la hora de evaluar los proyectos. Se observa, por ejemplo, diferencias en la tramitación según el tipo de generación de que se trate, pues se estima que algunos proyectos tienen mejor aceptación que otros de parte de los servicios. La falta de coordinación es otro aspecto relevante, criticándose, por ejemplo, la falta de poder y carencia de rol protagónico de CONAMA, lo cual impide que se apliquen las atribuciones que la ley le entrega. En consecuencia, cada servicio goza de autonomía para operar bajo sus propios parámetros. Con igual importancia se resalta la falta de recursos y capacidades técnicas del sector público. La falta de recurso humano para tramitar la gran cantidad de proyectos aqueja a la mayoría de servicios, impide que los proyectos se vean con profundidad y ocasiona demora en los procesos. Se percibe una falta de capacidad técnica para evaluar los proyectos, ya sea porque los funcionarios están mal informados, les falta conocimientos sobre la normativa o no han tenido oportunidad de capacitarse. También faltan recursos a la hora de fiscalizar, lo cual deriva en reiteradas infracciones a la legislación ambiental. Gestión privada Respecto de la gestión privada, las críticas se centran en lo incompleto y superficialidad de los antecedentes que presentan muchos solicitantes, lo cual dificulta y demora la tramitación de permiso. La falta de información sustancial obliga a recurrir a frecuentes addenda. Se señala que los titulares no tienen una visión preventiva de los efectos ambientales de sus proyectos, consignando lo justo y necesario para obtener una RCA. Hay casos en que los proyectos se encuentran al borde de la legalidad o simplemente no cumplen con la normativa vigente, lo cual genera desconfianza hacia el sector privado en el sector público. Finalmente se crítica la elevada dependencia en asesores, que muchas veces no cuentan con la idoneidad y experiencia necesarias.
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Conflictos sociales y políticos Los entrevistados en el Estudio señalan que existe una influencia determinante de la percepción pública en la actitud que adoptan los servicios en la tramitación de los permisos. Así por ejemplo, los proyectos de energías renovables no convencionales tienden a recibir un trato más favorable de parte de los servicios y sus funcionarios. Especial influencia tienen grupos de oposición a los proyectos (generalmente agrupaciones ambientalistas) que se encuentran informados y proveen información a las comunidades. El sector privado percibe que muchas veces la aprobación o rechazo de un proyecto no depende de temas técnicos, sino más bien de las agendas políticas del director o funcionario que realiza las evaluaciones. Uno de los puntos más conflictivos se presenta a nivel municipal, cuando los alcaldes hacen exigencias a favor de las comunas a cambio de la aprobación de los permisos. La existencia de conflictos sociales en la tramitación de los permisos suele originar la interposición de recursos judiciales en contra de los proyectos, incluso una vez que éstos ya se han concedido, por ejemplo en el caso de las RCA. El Recurso de Protección, que debe ser interpuesto dentro de 30 días del acto que motiva el recurso, es un instrumento usual. La judicialización en los procesos de evaluación es vista como una amenaza a la seguridad y certeza requerida para la realización de los proyectos. Otro riesgo está asociado a la introducción de la variable indígena, especialmente con la ratificación del Convenio 169, sin que exista claridad sobre su forma de aplicación. 6.3 Síntesis de problemas existentes Sobre la base de los antecedentes aportados por el Estudio indicado, reuniones sostenidas con ejecutivos especializados en la tramitación de permisos y la experiencia de los autores – como ex funcionarios públicos, ejecutivos de empresas o consultores -‐ se pueden identificar los siguientes principales problemas que se originan en la tramitación de permisos:
(i) falta de claridad, indefinición o inexistencia de normas y procedimientos (ii) discrecionalidad y falta de uniformidad en la interpretación de normas (iii) falta de coordinación entre órganos públicos (iv) insuficiencia en personal calificado y recursos financieros (v) presentación de solicitudes incompletas, ilegales o con carácter especulativo (vi) influencia de aspectos sociales y políticos en las decisiones administrativas (vii) interposición de recursos judiciales por terceros afectados (judicialización)
La magnitud de estos problemas varía, entre otros factores, según la naturaleza de los permisos, los órganos públicos involucrados, la región o zona del país, el tipo de proyecto, la empresa recurrente y el volumen de solicitudes en tramitación. Su solución definitiva involucra diversas reformas, incluyendo los cambios que abordan en los capítulos 3,4 y 5 de este informe. A continuación se proponen otras acciones encaminadas a facilitar la tramitación de permisos.
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6.4 Recomendaciones Completar y precisar las normas y procedimientos administrativos La insuficiencia o falta de precisión de las normas es entendible en un sistema normativo que ha experimentado un desarrollo explosivo y una creciente complejización en pocos años. Ello es particularmente evidente en el SEIA (y los 21 permisos ambientales asociados) que desde que legalmente entró en vigencia en 1997 (y en 1994 en forma voluntaria) ha aprobado más de 10.000 proyectos de inversión. Asimismo, se relaciona con el establecimiento en breve tiempo de nuevas normas referidas, entre otros, al bosque nativo, los pueblos indígenas, la preservación de la biodiversidad, los contaminantes atmosféricos o el caudal ecológico. El desarrollo acelerado ha dificultado la generación de políticas y normas detalladas que permitan precisar los criterios y procedimientos establecidos por el legislador. En la práctica, el SEIA se ha transformado en un ente que define políticas y reglas, supliendo las carencias existentes en tales materias. La Ley 20.417 de 2010 que creó la nueva institucionalidad ambiental, contiene disposiciones que tienden a resolver algunas de las falencias actuales, en particular en lo referente a los procesos que deben seguirse y la responsabilidad de las entidades públicas. Dicha ley estableció las funciones del Ministerio de Medio Ambiente, el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA), la Comisión de Evaluación Ambiental (CEA), la Superintendencia de Medio Ambiente y los Tribunales Ambientales. Recientemente se ha dictado el nuevo Reglamento del SEIA. A futuro es indispensable seguir completando y precisando el significado y la forma de aplicación de las normas ambientales y sectoriales. El informe de la CADE contiene un detallado análisis de las falencias que existen en materia ambiental y formula recomendaciones concretas que siguen siendo válidas. 41 Entre ellas destacan algunas iniciativas destinadas a consolidar los instrumentos para proteger la salud de las personas, mejorar la gestión ambiental de los proyectos en operación, y desarrollar y aplicar metodologías de evaluación ambiental estratégica de escenarios de generación eléctrica. Asimismo hay que seguir desarrollando, mejorando o actualizando manuales o guías que precisen la forma como se debe aplicar la normativa ambiental o sectorial en relación a temas o proyectos específicos. Esta es una de las funciones esenciales del SEA.42 Ellos permiten sistematizar la experiencia acumulada o, alternativamente, establecer parámetros en áreas donde existe poca experiencia. Por ejemplo pueden mencionarse los siguientes temas donde es posible avanzar en el perfeccionamiento de guías: proyectos de ERNC (energía geotérmica, 41 Ver Capítulo 5 sobre “Medio Ambiente y Desarrollo Eléctrico”, Informe de la CADE, 2011. 42 Según se lee en la página web del SEA, “Este Servicio cumple la función de uniformar los criterios, requisitos, condiciones, antecedentes, certificados, trámites, exigencias técnicas y procedimientos de carácter ambiental que establezcan los ministerios y demás organismos del Estado competentes, mediante el establecimiento de guías trámite.” Ver http://www.sea.gob.cl/contenido/quienes-‐somos
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eólica, solar fotovoltaica, concentración solar, mini hidroeléctricas), descargas de aguas de enfriamiento, caudal ecológico, intervención de bosques de preservación o protección de la vegetación xerafítica. Debe tenerse cuidado, sin embargo, de no sobrepasar por esta vía las exigencias específicas que ya se han establecido a cada tipo de proyecto. Otras área donde es urgente avanzar es la reglamentación del proceso de consulta a los pueblos indígenas contemplado en el Convenio Nº 169 de la OIT, cuya inexistencia ha derivado en diversas impugnaciones judiciales. Debe velarse por que dicho proceso se haga en forma coordinada, pero que no interfiera con la tramitación de otros permisos que deben obtener los proyectos de generación, incluyendo aquellos comprendidos en el SEIA o en las concesiones eléctricas. En el caso de las concesiones eléctricas, la reciente aprobación en el Congreso del Proyecto de Ley de concesiones y servidumbres constituye un avance, pues debiera agilizar la tramitación de las concesiones provisionales y definitivas, en especial si se respetan los menores plazos que establece la ley.43 Entre otras materias, la reforma legal acorta los plazos de tramitación, precisa las observaciones y oposiciones que pueden presentarse y simplifica los mecanismos y trámites de notificaciones, distinguiendo las notariales y judiciales. También permite dividir la solicitud de concesión, sin afectar la tramitación ambiental de los proyectos; reemplaza la “comisión de hombres buenos” por una “comisión tasadora”, dotada de mejores herramientas para cumplir su función; y fija el procedimiento arbitral para resolver conflictos entre titulares de distintos tipos de concesión. También es importante reimpulsar las diversas iniciativas de la Agenda Proinversión y Competitividad. En este sentido el Gobierno ha anunciado que próximamente presentará al Congreso un nuevo proyecto de ley que busca reducir los costos de tramitación y los riesgos de judicialización de los proyectos. Se ha indicado que, entre otras materias, se perfeccionarán el Código de Aguas para que la Dirección General de Aguas (DGA) pueda hacer tramitaciones digitales, y la Ley de Bases del Medio Ambiente, para que en el SEIA se puedan resolver consultas previas de los interesados, por ejemplo de la empresa o las comunidades cercanas.44 Es una iniciativa de gran importancia que ojalá cuente con un apoyo político amplio, de modo que sea aprobada en un plazo breve en el Congreso. Velar por una adecuada interpretación y aplicación de las normas Para que la tramitación de permisos sea expedita no basta que los procedimientos y reglas sean claros. Se requiere también que las diversas autoridades reguladoras y entidades públicas los apliquen correctamente en coherencia con el objetivo y contenido de la norma. Debe tenerse presente que en general siempre subsistirá un cierto grado de imprecisión y subjetividad,
43 Según se ha indicado antes, normalmente esto no ha ocurrido. 44 Ver entrevista al Ministro de la Secretaría General de la Presidencia, Cristián Larroulet, en edición del 2 de septiembre de 2013, sección de Economía y Negocios, p. B3.
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especialmente en materia ambiental, pues no es posible conocer y regular a priori las peculiaridades de cada proyecto. En el caso de organismos centralizados que cuentan con diversas unidades distribuidas territorialmente, corresponde al jefe o director del servicio precisar cómo deben interpretarse las normas y velar por que ello se cumpla en las dependencias que dirige. Los problemas de falta de uniformidad en los criterios administrativos que ocasionalmente se presentan en algunos servicios (así como otros problemas de gestión) reflejan una falta de liderazgo y capacidades directivas contraria a las necesidades actuales del Estado chileno. De allí la importancia fundamental de que los encargados de los servicios públicos destaquen no sólo por su calidad técnica, sino también por sus habilidades directivas, y sean designados mediante procesos selectivos y exigentes, como los previstos en el sistema de alta dirección pública. De manifestarse problemas de liderazgo, corresponde al ministro o autoridad política adoptar las medidas correctivas. En el caso de unidades con dependencia diversa, se requiere precisar y respetar las obligaciones de cada una, y actuar de manera conjunta y coordinada cuando se abordan temas de responsabilidad compartida. En este sentido, el nuevo reglamento del SEIA contiene disposiciones que ayudarán a ordenar la tramitación de permisos ambientales, pues obliga a cada servicio a circunscribir su análisis de los proyectos y solicitudes a materias propias de su quehacer. Para limitar la discrecionalidad y asegurar que se cumplan los procedimientos (y plazos) se requieren mecanismos de control que promuevan un comportamiento correcto de los reguladores (“accountability”). Además de los mecanismos formales que establece la ley -‐incluyendo la apelación a instancias superiores, los tribunales o la Contraloría -‐ es conveniente contar con indicadores públicos de desempeño y requerir que todas las decisiones sean fundadas. Asimismo, los reguladores deben estar sometidos a evaluaciones periódicas de desempeño, como también a sistemas de incentivos y castigo apropiados. Fortalecer la coordinación de los órganos públicos Al estar los proyectos de generación afectos a la tramitación de un gran número de permisos y la supervisión de diversos órganos públicos, es muy importante que exista un alto grado de coordinación entre ellos, de modo de asegurar una acción administrativa eficaz y expedita. No se trata de invalidar la potestad de cada servicio, sino de que el Estado ejerza la legítima función de facilitar la concreción de proyectos que son esenciales para el desarrollo del país, respetando ciertamente la legislación vigente. Una iniciativa relevante fue la creación en 2010 y bajo el alero del Ministerio de Economía, del Comité Interministerial de Agilización de Proyectos de Inversión (CAI) el cual reúne a doce ministros de Estado o sus representantes 45. Entre sus funciones se incluyen servir de instancia
45 La entidad fue creada mediante el Decreto 163 del 11 de diciembre de 2011 del Ministerio de Economía.
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coordinadora entre los órganos estatales y con los titulares de los proyectos, y proponer medidas destinadas a agilizar la autorización y materialización de proyectos de inversión. Sin embargo su operación ha tenido problemas, incluyendo reparos formales de la Contraloría General de la República, pues la entidad habría excedido su función asesora y sobrepasado la autonomía de un servicio.46 Sin perjuicio de lo anterior, es indispensable disponer y reforzar de instancias de coordinación que permitan una tramitación más expedita de permisos. De hecho el SEA cumple esencialmente una función de ese tipo entre los diversos servicios involucrados en la tramitación de permisos ambientales. Para hacer más efectiva dicha labor, y como se ha hecho en el pasado, es posible establecer instancias o “mesas sectoriales” abocadas a distintos tipos de proyectos, como son los de generación eléctrica; dichas instancias facilitan la acción coordinada y eficiente de los servicios directamente involucrados en la tramitación de permisos de proyectos de un mismo tipo. También se requiere una activa coordinación entre las unidades de distintos servicios en una región, como entre ellos y sus pares en otras regiones. En este caso, los gobiernos regionales, liderados por sus intendentes juegan un rol fundamental. Finalmente, le cabe un rol fundamental a los ministros, en particular al Ministro de Energía, quien tiene a su cargo la responsabilidad de velar por el buen desarrollo del sector eléctrico. A él le corresponde liderar los esfuerzos para que los permisos se tramiten en forma oportuna, interactuando para tales fines con los restantes ministros, los directores de servicio y las autoridades regionales. La medida última del éxito en la gestión de ese ministerio es la aprobación de buenos proyectos (incluida en instancia judicial, cuando la hay). La función pública es en gran medida un trabajo de coordinación. Dotar de adecuados recursos humanos y financieros a los servicios públicos El principal problema en la tramitación de permisos son las enormes carencias en recursos humanos y financieros que los servicios públicos tienen para cumplir las obligaciones que les impone la ley. Un problema generalizado es la insuficiencia en el número, calidad técnica, experiencia y motivación de los profesionales. El establecimiento en años recientes de una frondosa normativa ambiental y regulatoria para el desarrollo y operación de nuevos proyectos no ha estado acompañada del aumento requerido en la dotación de profesionales calificados, ni en las remuneraciones que son necesarias para mantenerlos trabajando en el sector público. Existen casos dramáticos de servicios públicos, especialmente en regiones, donde un número muy reducido de funcionarios – a veces sólo uno -‐ tiene a su cargo un gran volumen de proyectos, sin contar con la experiencia o conocimientos adecuados para resolver. Dada esta realidad lo sorprendente no es que no los plazos no se respeten, sino que haya casos en que ellos se logran cumplir. El problema se ve agravado por la falta de recursos de los entes públicos para contratar las asesorías, servicios, equipos o instalaciones que son necesarios para evaluar los proyectos y, muy especialmente, para verificar el cumplimiento de las condiciones establecidas en la
46 La Contraloría realizó una investigación sobre la actuación del CAI en la aprobación ambiental del Proyecto Castilla.
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operación. Ello contrasta con la realidad de muchos interesados, incluyendo grandes empresas generadoras, que gastan muchos millones de dólares en sus estudios, y cientos o miles de millones de dólares en sus proyectos de inversión. El país debe destinar muchos más recursos en los servicios que evalúan y supervisan los proyectos de inversión; el sólo acortamiento de los plazos y los beneficios que ello implica para los consumidores, por ejemplo por la vía de menores tarifas eléctricas, justifica con creces los recursos invertidos. Finalmente se debe reconocer que en muchos casos los cuerpos directivos no cuentan con las competencias técnicas, sociales y de liderazgo requeridas, ya sea por carencias propias o falta de incentivos adecuados. La obligación de un director no es sólo (tratar de) cumplir pasivamente la ley, sino emplear su energía y creatividad para eliminar las trabas existentes, obtener recursos, motivar y capacitar a sus funcionarios, movilizar a otras entidades públicas e interactuar constructivamente con la comunidad y los interesados para que los proyectos puedan realizarse de manera expedita, respetando las normas vigentes. Hay iniciativas obvias para superar estos problemas. Se debe contar con cuerpos directivos de excelencia que tengan las competencias técnicas y humanas necesarias para liderar servicios que tienen una tremenda responsabilidad en el desarrollo del país. Sistemas exigentes de selección son indispensables, como los previstos en el sistema de alta dirección pública. Asimismo se requieren remuneraciones adecuadas y mecanismos de control que promuevan una gestión efectiva y transparente (“accountability”), incluyendo indicadores de gestión, cuentas públicas y convenios de desempeño. Es necesario impulsar un programa nacional de reforzamiento y capacitación del personal de los servicios públicos involucrados en la evaluación y supervisión de proyectos de inversión, adecuadamente financiado. Dicho programa debe considerar un levantamiento de disponibilidades y necesidades reales de recursos humanos, por servicios y regiones. Debe contemplar la existencia de equipos técnicos altamente especializados que puedan ser compartidos entre distintos servicios o regiones, teniendo en cuenta la variabilidad (ciclos) en los proyectos de inversión. Tiene que proponer sistemas de selección, incentivos, despido y control de gestión coherentes con las funciones desempeñadas. Finalmente tiene que incluir programas de entrenamiento que incluyan materias técnicas, discusión de casos y la visita de los funcionarios públicos a obras en construcción y operación, para que conocer en terreno los problemas que se presentan en su desarrollo. Tiene que dotarse a los entes públicos de los recursos necesarios para contratar los bienes o servicios necesarios para cumplir correctamente y a tiempo sus funciones. En el caso del SEIA, es usual que los proyectos tengan impactos ambientales cuyo análisis exige capacidades que normalmente no están disponibles en el ente público correspondiente o que están siendo demandadas por otros proyectos. Lo mismo ocurre en relación a permisos sectoriales vinculados, por ejemplo, a derechos de aguas, impactos costeros o bosque nativos. En tal caso resulta altamente conveniente contar con el apoyo de asesores externos o empresas certificadoras especializados que no tengan conflictos de interés. Para ello se puede crear un registro público. Adicionalmente se puede hacer recaer el costo de algunas asesorías o servicios
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en los propios interesados, asegurando que haya un mecanismo de selección que desincentive resultados sesgados, por ejemplo, dejando dicha decisión en manos de un tercero distinto del servicio o empresa interesada. Mejorar la calidad de las solicitudes La tramitación de permisos también se ve afectada porque muchas solicitudes son incompletas y superficiales y no cumplen los estándares requeridos por la normativa vigente para su aprobación. Por ejemplo, a veces los titulares presentan una declaración ambiental (DIA) en lugar del estudio que exige la ley. Ante la disyuntiva de rechazar los proyectos, frecuentemente se opta por solicitar información complementaria (“addenda”), realizar análisis por iniciativa propia o suspender la tramitación, perjudicando a otros proyectos cuya evaluación está pendiente. La mala calidad de algunas solicitudes constituye un problema serio, no sólo porque dificulta la aprobación de los proyectos, sino también porque pone en duda el compromiso de sus promotores con el cumplimiento de las normas ambientales y sectoriales vigentes. Dichas dudas se ven acrecentadas cuando las empresas dependen exclusivamente de consultores externos, cuyo compromiso con el éxito y buena operación de los proyectos en el largo plazo es muchas veces discutible. Otro problema adicional es el exceso de trabajo que experimentan algunas reparticiones debido a la presentación indiscriminada de proyectos, sin tener en cuenta su urgencia o real factibilidad técnica o financiera. Entre otras razones, esto ocurre por la eventual venta que el interesado puede hacer del permiso aprobado. La solución de estos problemas pasa, en primer lugar, por asegurar que todos las solicitudes tengan una alta calidad, de modo de facilitar su tramitación expedita. En este sentido, el nuevo reglamento del SEIA constituye un avance, pues permite al director rechazar una solicitud en un plazo de 40 días, si ésta no cumple con las formalidades requeridas. También es positivo que los permisos ambientales (RCA) caduquen después del algún tiempo (normalmente 5 años) porque ello desincentiva la presentación de proyectos con carácter especulativo, aunque por otra parte ello puede perjudicar a proyectos cuyo retraso se origina por otras razones. Otra opción posible es exigir a los titulares el pago de un derecho, ya sea por la presentación de un permiso o por el tiempo transcurrido hasta su concreción, como en la práctica se aplica con las patentes mineras o los derechos de aguas no consuntivos. Sin perjuicio de lo anterior, se requiere que las empresas actúen con seriedad y profesionalismo al tramitar sus permisos, asumiendo un compromiso con los objetivos sociales que promueve la normativa. El requisito de contar con cuerpos directivos y profesionales altamente calificados, recursos financieros suficientes, vale no sólo para los servicios públicos, sino también para las empresas. En definitiva, la tramitación y aprobación de permisos es una responsabilidad compartida de los interesados y la autoridad.
68
Limitar los incentivos para judicializar los conflictos asociados a los proyectos Cualquier afectado por una decisión administrativa relacionada con un proyecto de inversión puede acudir a tribunales. Esta es una facultad esencial en un estado de derecho. El problema de la “judicialización” se presenta cuando existen condiciones que favorecen un uso abusivo y frecuente de esta facultad, ya sea para invalidar decisiones correctas, obtener beneficios improcedentes o paralizar proyectos que cumplen las normas existentes. Entre otras condiciones, la judicialización se puede producir porque las normas son imprecisas y sujetas a interpretación, los procedimientos son injustos, los jueces tienen espacio para resolver sobre la base de sus preferencias personales (“activismo judicial”) o las acciones judiciales temerarias no implican mayores costos a los recurrentes. Existen diversas formas de limitar la “judicialización” en la tramitación de los proyectos de inversión. La primera es precisando al máximo el significado de las normas, pues ello limita el espacio de interpretación discrecional o arbitraria que los jueces, así como los reguladores y los propios interesados, puede hacer de las normas existentes. En tal sentido, las iniciativas tendientes a perfeccionar las normas y procedimientos ambientales y sectoriales -‐.ya sea por vía legal o reglamentaria-‐ antes indicados debieran reducir la judicialización. Otra forma de limitar la judicialización es mediante la creación de instancias especializadas de resolución de conflictos asociados a decisiones administrativas. Estas instancias han probado ser muy efectivas en la solución de divergencias sobre tarifas y otras regulaciones en el sector eléctrico (mediante el “Panel de Expertos”) como también en telecomunicaciones, servicios sanitarios y concesiones de obras públicas (mediante comisiones de expertos, conciliadoras o arbitrales). Es de esperar que la reciente creación de los Tribunales Ambientales contribuya a resolver de manera expedita y técnicamente correcta las divergencias que se originan en el SEIA. Una tercera vía de limitar la judicialización es asegurando que las decisiones de los tribunales estén sujetas a revisión en instancias superiores o al escrutinio público. La revisión en instancias superiores está contemplada en nuestro marco jurídico, pero obviamente no aplica a la Corte Suprema, entidad que ha debido resolver varios conflictos relacionados con la tramitación ambiental de proyectos de generación eléctrica. Al respecto se ha propuesto avanzar en la implementación de sistemas de control de desempeño y rendición de cuenta que permitan premiar o reprender a los jueces según la calidad de sus decisiones, tanto en los aspectos cuantitativos como cualitativos.47 Esto parece correcto, pues en un sistema democrático procede que todas las autoridades públicas, incluyendo ciertamente a los jueces, estén sujetas al control de la ciudadanía. Al respecto existen interesantes experiencias en otros países. Por último se debe velar por que la presentación infundada o temeraria de recursos judiciales tenga un costo para quienes los presentan, teniendo en cuenta el perjuicio que dicha acción
47 Ver “Acountability y activismo judicial” en Temas Públicos Nº 1.080 de Libertad y Desarrollo, “21 de
septiembre de 2012.
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puede tener no sólo para la parte recurrida, sino también para la sociedad. En parte, dicho costo se puede atenuar ya sea mediante la no acogida de causas inverosímiles, la tramitación expedita de las causas acogidas o el uso restrictivo de medidas precautorias destinadas a paralizar proyectos correctamente realizados. Aun así corresponde que los potenciales recurrentes ponderen el riesgo de tener que soportar el costo de su acción judicial si esta es especulativa o temeraria.
70
7. Sistemas de transmisión eléctrica El entrabamiento de proyectos de inversión no ha sido un fenómeno privativo del segmento de generación. Los proyectos de transmisión eléctrica están corriendo similar suerte, lo que agrava y dificulta la solución de los problemas que el país experimenta en materia de suministro. La reactivación de las inversiones en centrales generadoras de base exige resolver a su vez los obstáculos que enfrenta la expansión de los sistemas de transmisión. Las trabas a las inversiones en transmisión se expresan de diversas formas, incluyendo la extensión excesiva de los plazos de aprobación y ejecución de nuevas líneas y subestaciones, mecanismos engorrosos para establecer servidumbres y negociar compensaciones con los propietarios de los terrenos afectados, y la oposición ciudadana a algunos proyectos específicos. Todo ello ocasiona una gran incertidumbre respecto de los costos y plazos de un proyecto de esta índole. Las consecuencias de este problema para los consumidores son múltiples. En el corto plazo, se observa que los precios de la electricidad en el SIC se encuentran frecuentemente desacoplados por cuellos de botella en los sistemas de transmisión. Esto significa que el precio en el norte del SIC es muy superior al del centro, el que a su vez es muy superior al del sur del SIC (a partir de la subestación de Charrúa). Dicho de otra forma, en los próximos años probablemente sobrará energía “barata” desde Charrúa al sur, la que no podrá ser transportada a la zona centro y norte del sistema, hasta en tanto no entren en servicios las nuevas líneas licitadas, cuya puesta en servicio se prevé en 2018, si no sufren atrasos adicionales. En el largo plazo, importantes proyectos energéticos que aumentarían la oferta y a la vez incrementarían la competencia a través de la entrada de nuevos actores al mercado de la generación, pueden ver dificultada su concreción, pues no está aún decidida la disponibilidad de transmisión para inyectar su energía a los principales nodos del SIC.48 Pero efectivamente esa ampliación podría terminarse después del proyecto. Felizmente según se indicó en el Capítulo 6 sobre permisos administrativos, se ha alcanzado un acuerdo legislativo en torno al proyecto de ley sobre concesiones y servidumbres de transmisión eléctrica que permitirá agilizar diversos trámites relacionados con el desarrollo de ese tipo de proyectos, en la medida que los nuevos plazos establecidos para la tramitación de diversos permisos y procedimientos efectivamente se cumplan.49 Este es, sin duda, un paso
48 Es el caso, por ejemplo, del proyecto de regasificación de GNL y generación eléctrica llamado Octopus, a ser
localizado en la Octava Región de Concepción. Es posible que en las próximas revisiones anuales del Estudio de Transmisión Troncal (ETT) se proponga ampliar sistema para posibilitar el proyecto, pero aún así los tiempos de concreción serán inciertos.
49 En el capítulo 6 se indican los elementos más importantes del acuerto alcanzado. Se debe señalar, sin embargo, que muchos de los plazos establecidos en la legislación referidos a tramitación de concesiones no se han estado cumpliendo de parte de la autoridad competente..
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positivo en la facilitación del desarrollo de proyectos que amplíen la oferta de transmisión y también mantengan condiciones adecuadas de continuidad y seguridad de servicio. Sin perjuicio de lo anterior, hay un tema clave que ha quedado pendiente de solución y del cual, entre otros temas, se hacía cargo el quizás mal llamado “Proyecto de Carretera Eléctrica”,50 cuya viabilidad política/legislativa hoy se ve baja. Se trata del aspecto relacionado al establecimiento de franjas de servidumbre en amplias zonas del país en las que la acción de un inversionista actualmente se ve fuertemente limitado. En relación al establecimiento de esas franjas, hay ciertos conceptos contenidos en el referido proyecto legislativo que pueden tener un impacto positivo. En particular, es el caso del concepto de Franjas Troncales, las que pueden hacer más viables futuros proyectos que cruzan zonas de alta complejidad social (como por ejemplo, la Línea 500kV Charrúa-‐Puerto Montt) Los plazos necesarios para contar con una línea de transmisión troncal, desde el momento en que se adjudica la obra hasta su puesta en servicio, son cada vez más extensos. Las tres nuevas líneas 220 kV troncales construidas entre 2005 y 2011 han entrado en servicio con atrasos de 18 meses en relación con su fecha de puesta en servicio definida en el correspondiente decreto de adjudicación. La nueva línea 500 kV Ancoa-‐Alto Jahuel, adjudicada en 2009 a la compañía española Elecnor, ya solicitó un aumento de plazo de 12 meses para completar la obra. En la tabla siguiente se presentan los datos de estas cuatro líneas.
Ejemplos de atraso en construcción de líneas de transmisión troncales Línea de Transmisión Longitud (km) Plazo original
(meses) Plazo real (meses)
Charrúa-‐Cautín 220 kV 200 37 56 El Rodeo-‐Chena 220 kV 20 31 49 Nogales-‐Polpaico 220 kV 90 24 42 Ancoa-‐Alto Jahuel 500 kV 260 39 51 (en
construcción) Por esta razón, a partir de 2011 la CNE ha considerado plazos de 60 meses en las licitaciones internacionales para nuevas líneas de transmisión troncal y de 66 meses para líneas en la zona sur (línea 220 kV Pichirropulli-‐Ciruelos) del SIC. Dependiendo de la extensión y de las zonas geográficas que abarque un nuevo sistema de transmisión, se puede señalar que el plazo de construcción es relativamente acotado y del orden de tres años. Sin embargo, los plazos de tramitación y la estimación de los costos son inciertos en lo que se refiere a todo el proceso previo, que implica obtener los derechos de paso (servidumbres) a través de los terrenos cubiertos por el trazado de la línea y la aprobación del
50 El nombre del proyecto sugiere el establecimiento de una gran franja a lo largo de todo el país (similar en
concepto a la Ruta 5) en circunstancias que está orientado a resolver el establecimiento de diversas franjas de servidumbre y de atender la necesidad de diseñar proyectos con la holgura suficiente para absorber los requerimientos de crecimiento, de seguridad y estabilidad de servicio de largo plazo.
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Estudio de Impacto Ambiental, incluyendo los permisos sectoriales, donde intervienen distintas instancias gubernamentales. La definición del trazado de las líneas muchas veces se ve alterada por razones de carácter ambiental, por oposición de los propietarios de los predios o de las comunidades o grupos de interés específicos, motivados en algunos casos por fines meramente especulativos. Cabe destacar que solamente a partir del Estudio de Transmisión Troncal (ETT) de 2010 y la consecuente revisión del plan de expansión en 2011, la CNE aprobó el desarrollo de nuevas líneas de transmisión, incorporando trazados con visión de largo plazo, a través del desarrollo de un nuevo sistema de 500 kV desde Polpaico (Región Metropolitana) hasta Cardones (Región de Atacama) y del desarrollo de nuevas líneas de 220 kV con estructuras de doble circuito, con tendido del primer circuito. El desarrollo del sistema de transmisión en base a horizontes breves de planificación tiene claros impactos negativos desde un punto de vista ambiental y también social y económico. Esto es evidente por cuanto se trata de un sector con grandes economías de escala en que unas pocas líneas de mayor capacidad podrían reemplazar a muchas de menor capacidad, a menor costo. Además, con este reemplazo se evita la tramitación y el pago de múltiples servidumbres de paso, y la intervención ambiental de múltiples áreas, transmitiendo la misma potencia que podría hacerse con sólo una línea. Para ejemplificar esto, a continuación se presenta una comparación gráfica y económica de un diseño de la zona norte del SIC que pudo haber estado en servicio en 2013 si se hubiera adoptado una visión de largo plazo del sistema de transmisión y los proyectos se hubieran concretado a tiempo. No obstante, esta obra recién fue licitada en 2011, adjudicada en 2012 y se espera que entre en servicio en el año 2018.
73
Las incertidumbres en los costos y los plazos para la obtención de los permisos, se traducen en que los proponentes traspasarán estos mayores costos esperados (más altos e inciertos) en las ofertas de las nuevas obras troncales, cuyo valor anual de transmisión por tramo VATT se compromete por 20 años. Por lo tanto, un tema de gran relevancia a ser abordado con un esquema de colaboración público-‐privada es el desarrollo de los trazados que se requerirán para las nuevas líneas de transmisión troncales de gran potencia, con una visión de largo plazo. Las nuevas líneas a ser desarrolladas ya han sido identificadas en los estudios de planificación anual coordinados por la CNE, donde destaca la necesidad de iniciar la construcción de una nueva línea de 500 kV (o alternativamente ampliaciones en 220 kV) entre las subestaciones Charrúa y Puerto Montt, en el sur del SIC. El desarrollo del próximo ETT debería considerar un proceso de planificación en base a escenarios energéticos que permita identificar las diversas alternativas de generación (considerando su tecnología, localización y fecha más probable de entrada) posibles de desarrollar para cubrir el crecimiento esperado de la demanda eléctrica. En el desarrollo de las alternativas se debe incluir la posibilidad de que los trazados de nuevas líneas troncales permitan conectar recursos de energías renovables no convencionales (ERNC) localizados en zonas alejadas del trazado del sistema troncal actual. De esa forma podrían hacerse factibles proyectos ERNC que de manera individual probablemente no pueden financiar una línea de transmisión. Asimismo, se evita el daño ambiental que producen la multitud de líneas de trasmisión que se requiere para conectar cada uno de los proyectos de ERNC de una misma cuenca al sistema troncal, en circunstancias que todos ellos podrían inyectar usando sólo una línea común. En función del contexto descrito, estimamos pertinente formular las siguientes propuestas para ser consideradas en un proyecto de ley sustitutivo o complementario al de “Carretera Pública Eléctrica”: Recomendaciones:
7. Recuperar el concepto de Estudio de Franja Troncal (EFT), contratado por el Estado para definir los trazados de nuevas líneas troncales y algunas radiales. Así la definición de los trazados de las nuevas líneas se deberá realizar con anticipación a la licitación de su construcción y operación, pudiéndose declarar que algunos proyectos son de “interés público”.
8. La planificación de nuevas líneas troncales debe considerar holguras suficientes para períodos de planificación de a lo menos 20 años, teniendo en cuenta el interés nacional y el potencial de desarrollo energético de cada zona.
9. Dichas holguras debieran ser financiadas con algún mecanismo de estampillado (i.e.
por la demanda) mientras existan, y por las centrales que se vayan conectando, conforme ello se dé en el tiempo.
74
10. Establecer un mecanismo de participación ciudadana anticipada para validar los nuevos trazados a nivel de las comunidades y de la sociedad.
11. Velar por que la concesión o la franja de servidumbre sea suficientemente amplia y flexible para que las ampliaciones (cambio de conductores o adición de segundos circuitos) no impliquen una renegociación íntegra de la servidumbre de paso.
12. Permitir que los decretos de concesión de transmisión permitan que un porcentaje de las torres se puedan relocalizar (por ejemplo, un rango de tolerancia de 20% o 25%) dentro de una cierta distancia, o alternativamente, que se puedan mover dentro del área del buffer medioambiental previamente aprobado.
75
8. Licitaciones de suministro de distribuidoras Si bien las medidas recomendadas en el documento permitirán reactivar las inversiones en centrales de generación de base para satisfacer el crecimiento de toda la demanda, tanto la de clientes libres como la de clientes regulados, en esta sección se aborda específicamente esta última a través de propuestas de perfeccionamiento de las licitaciones de suministro de las empresas distribuidoras. 8.1 Introducción En nuestro primer informe se presentó una propuesta para el diseño de las licitaciones de los suministros de energía de las empresas distribuidoras en el período 2013-‐2019. Corresponde ahora abocarse al diseño de las licitaciones para cubrir los consumos regulados que se originarán a partir de 2020. Dada la magnitud del consumo involucrado, estas licitaciones pueden jugar un papel fundamental en la reactivación de las inversiones en centrales generadoras de base (y de otro tipo) y el fortalecimiento de la competencia en el sector. 8.2 Objetivos de diseño La segunda licitación (o grupo de licitaciones) cuyo suministro comenzaría a partir de 2020 debiera ser convocada en el corto plazo, en atención a los largos períodos que hoy toma el desarrollo de nuevos proyectos de generación de gran escala.
Objetivos de la Convocatoria 2: 2020 en adelante a) Cubrir la demanda no contratada de EEDD desde 2020 en adelante; esta demanda no
contratada tendrá dos o tres orígenes: - Contratos de suministro que vencen a partir de 2020, - Crecimientos anuales de la demanda de las EEDD a partir de 2020 y - Eventualmente, energías correspondientes a contratos vencidos previo a 2020 y
que no lograron ser adjudicadas en el período 2013-‐2019. b) Estimular y facilitar la inversión en nueva capacidad de generación, especialmente la de
base, pero también de otros tipos, a partir de 2020. c) Estimular la competencia por la vía de facilitar la llegada de nuevos entrantes al
mercado de la generación, en particular en el SIC. 8.3 Diseño de la convocatoria del Período 2020 en adelante Como señalamos en nuestro primer informe, el diseño de una licitación de suministro de los consumos regulados debe hacerse cargo al menos de los siguientes aspectos fundamentales:
76
a) Tamaño del (los) bloque(s) en términos de la energía y potencia que debe suministrarse
en cada periodo; b) Duración del (los) bloque(s); c) Precio ofertado por cada bloque, sus eventuales límites y fórmulas o parámetros de
indexación aplicables. Todo lo anterior es sin perjuicio de la necesidad de que las bases y los procesos licitatorios permitan verificar la solvencia de los proponentes, la seriedad de sus ofertas, el otorgamiento de garantías adecuadas y la existencia de la capacidad de generación comprometida o bien de los proyectos de generación a partir de las cuales se abastecerán. 8.4 Tamaño total del bloque a licitar En los gráficos siguientes puede apreciarse la magnitud del total de energía y potencia que deberá cubrirse bajo contrato en dos escenarios: (i) que logre adjudicarse el 100% de las licitaciones del período 2013-‐2019, (ii) que logre adjudicarse sólo un 50% de las licitaciones del período 2013-‐2019. Estos dos escenarios se plantean en atención a que ciertos generadores incumbentes habrían manifestado la posibilidad de no presentar ofertas en las licitaciones ya lanzadas por las distribuidoras.
Desde luego, la suerte que sigan las licitaciones ya lanzadas por las distribuidoras por las energías no cubiertas del período 2013-‐2019 impactará significativamente lo que deba adjudicarse a partir de 2020. En cualquier caso, los volúmenes a adjudicar a partir de 2020 son de gran magnitud.
-‐
2.500
5.000
7.500
10.000
2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Potencia a licitar para futuros contratos EEDD
100% adjudicación 1as licitaciones50% adjudicación 1as licitaciones
-‐
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Energía a licitar para futuros contratos EEDD
100% adjudicación 1as licitaciones50% adjudicacióm 1as licitaciones
77
Para entender qué parte de esta energía y potencia puede dar realmente origen a nueva oferta de generación, es necesario desagregar las cifras anteriores entre aquello que corresponde a contratos que vencen y aquello que corresponde a crecimiento. Ello puede apreciarse en los gráficos siguientes:
Vista en términos de potencia, la demanda a licitar a partir de 2020 es la que se muestra en los gráficos siguientes.
Del análisis anterior, pueden extraerse las siguientes conclusiones: a. Si bajo las condiciones actuales resulta incierto que se adjudiquen las licitaciones por 1.600
MW ya lanzadas (período 2013-‐2019), el problema será tanto mayor y más complejo a partir de 2020 cuando las licitaciones equivalgan a potencias de entre 6.000 MW y 7.000 MW (medidas a mitad de período);
b. En el período analizado, los crecimientos de las distribuidoras sin contrato acumularán un total de entre 1.500 MW y 2.000 MW; esta potencia deberá provenir de nueva capacidad, en su mayoría de centrales de base puesto que el consumo de las distribuidoras se
225
493
987
1.57
5
2.38
2
3.33
5
4.37
7
5.44
4
6.51
2
7.57
9
8.64
7
5.58
9
6.93
9 13.249
16.399
22.485
26.537
29.022
29.737
29.737
29.737
29.737
-‐
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
2020 2022 2024 2026 2028 2030
Proyección de Demanda de EEDD no cubierta por contratos100% adj 1eras licitaciones -‐ Energía (GWh) Período 2020-‐2030
Vencimientos futurosVencidos y Crecimiento
496
1.02
5
1.76
9
2.60
0
3.64
9
4.84
3
6.12
7
7.43
6
8.74
6
10.055
11.365
12.326
13.676
19.986
23.136
29.222
33.274
35.759
36.474
36.474
36.474
36.474
-‐
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
2020 2022 2024 2026 2028 2030
Proyección de Demanda de EEDD no cubierta por contratos50% adj 1eras licitaciones -‐ Energía (GWh) Período 2020-‐2030
Vencimientos futurosVencidos y Crecimiento
87
180
311
456
641
850
1.07
6
1.30
5
1.53
5
1.76
5
1.99
5
2.16
4
2.40
1 3.50
8
4.06
1 5.13
0 5.84
1
6.27
7
6.40
3
6.40
3
6.40
3
6.40
3
-‐
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
2020 2022 2024 2026 2028 2030
Proyección de Demanda de EEDD no cubierta por contratos100% adj 1eras licitaciones -‐ Potencia (MW) Período 2020-‐2030
Vencimientos futurosVencidos y Crecimiento
39
87
173
277
418
585
768
956
1.14
3
1.33
1
1.51
8
981
1.21
8 2.32
6
2.87
9 3.94
7 4.65
8
5.09
5
5.22
0
5.22
0
5.22
0
5.22
0
-‐
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
2020 2022 2024 2026 2028 2030
Proyección de Demanda de EEDD no cubierta por contratos100% adj 1eras licitaciones -‐ Potencia (MW) Período 2020-‐2030
Vencimientos futurosVencidos y Crecimiento
78
distribuye a lo largo de las 24 horas del día. Las tecnologías con entrega intermitente no pueden hacerse cargo por sí solas de esta demanda, pues sólo operan como complemento de ciertas centrales de base.
c. Si no se facilita la entrada de centrales de base que puedan cubrir el crecimiento previsto,
entonces no sólo los precios spot tenderán al costo variable de centrales térmicas ineficientes y contaminantes (turbinas o motores diésel, 250 – 300 USD/MWh) sino que además la energía de base que se libere de contratos existentes – entre 5.000 MW y 6.000 MW -‐ difícilmente querrá contratarse con precios techo habiendo precios spot de esa magnitud.
8.5 Duración de los bloques a licitar A diferencia de lo que ocurre en el período 2013-‐2019, no es necesario en este caso dividir el período 2020 en adelante en sub-‐segmentos. En el primer caso, se preveía un período de mucha incertidumbre y volatilidad de precios spot hasta la potencial llegada de GNL con contratos de largo plazo a partir de 2017. En este segundo período, debiera ser posible conseguir contratos de suministro y regasificación de GNL con entregas desde el comienzo (i.e. 2020). En cuanto a la duración de los bloques a licitar, puede haberlos de distintos largos en función de los objetivos que se persigan. Es sabido, por ejemplo, que los contratos de suministro y regasificación de GNL son más ventajosos cuanto más largos son. Por ello, debiera preverse una porción significativa de la energía a licitar en contratos de 15 años de duración, el máximo que la ley permite para el suministro de distribuidoras. Esto es válido tanto para capacidad de generación en base a gas natural existente como para eventuales nuevas centrales que amplíen la oferta del sistema. Por otra parte no es conveniente comprometer toda la demanda con contratos de largo plazo porque ello dificultaría la entrada de nuevos competidores en el futuro, resultando más conveniente programar una renovación sucesiva de contratos. Asimismo, para empresas con capacidad eficiente ya amortizada, contratos demasiado largos pueden ser un disuasivo. En consecuencia, una porción de la demanda se debería asignar a contratos más breves, con períodos de entre 5 y 10 años. 8.6 Laminación de los bloques El tamaño de cada bloque, en términos de GWh/año, debiera ser tal que en un extremo permita que centrales pequeñas puedan contratarse y así conseguir financiamiento y, en el otro, que centrales grandes puedan asegurarse un volumen de venta tal que puedan cumplir el mismo objetivo. Proyectos de centrales grandes – incluyendo ciclos combinados a gas natural, grandes
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hidroeléctricas o térmicas a carbón -‐ sólo competirán en la medida que el esquema de licitación les permita asegurarse un off-‐take tal que permita su financiamiento. Esto significa que deberían ofrecerse bloques probablemente a partir de 50 GWh/año hasta 2.400 GWh/año. Los primeros debieran ser sumables por los oferentes. 8.7 Precio ofertado por cada bloque, sus eventuales límites y fórmula(s) o parámetro(s) de
indexación aplicable(s) La LGSE establece que el único criterio de asignación de contratos debe ser el precio ofertado. Sin embargo, los oferentes pueden proponer distintas fórmulas de indexación, dentro del conjunto de parámetros definidos en las Bases de Licitación. Uno de los objetivos señalados al comienzo de este capítulo es no sólo conseguir un aumento de la base instalada de generación, sino también procurar que las licitaciones que se diseñen faciliten la llegada de nuevos entrantes al mercado. Estos últimos enfrentan un riesgo distinto que un incumbente, por cuanto si este último sufre un retraso en la entrada de su nueva central, podrá abastecer el contrato en base a la capacidad que tiene en sus otras centrales o bien comprando desde el mercado spot. Un nuevo entrante no tiene esta opción. Dados los enormes obstáculos que existen hoy en el desarrollo de proyectos que normalmente devienen en grandes atrasos, para un nuevo entrante el tener que entregar energía a todo evento en una fecha determinada a un precio fijo puede ser un riesgo imposible de tolerar. Considerando esta situación, parece necesario buscar algún mecanismo que le dé a nuevos proyectos un grado de flexibilidad en la fecha o condiciones de suministro de los contratos que suscriban. Las condiciones bajo las cuales estimamos que ello debiera operar son las siguientes:
a. El atraso tolerable debiera tener un límite. Ese límite debiera razonablemente ser no menos de 12 meses y no más de 18;
b. El mecanismo de flexibilidad debiera gatillarse si y sólo si las causas del atraso no son imputables al actuar (negligente u otro) del generador;
c. El generador beneficiado con el mecanismo de flexibilidad no debiera lucrar de él; por el contrario, debiera establecerse una multa diaria por atraso proporcional a la energía comprometida en el contrato que está siendo abastecida a través de compras en el mercado spot. En síntesis, siempre debiera resultarle sustancialmente más conveniente tener su central inyectando que operar bajo este régimen de excepción.
Respecto del punto b., es necesario que se definan de manera precisa las causales que habilitan al generador a recurrir al mecanismo flexible. A modo de ejemplo, éstas podrían ser: (i) RCA favorable impugnada judicialmente, o (ii) paralización de la construcción de la central por acciones de terceros. Sería recomendable que para la aplicación del mecanismo de flexibilidad, el generador deba solicitarlo a un ente independiente, como por ejemplo, el Panel de Expertos y que sea éste el que resuelva en última instancia. Esa solicitud debiera además hacerse con la
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antelación correspondiente, a lo menos 12 meses antes del inicio del suministro según el contrato. El mecanismo flexible que proponemos es permitir la indexación a costos marginales por un período acotado de tiempo (hasta 18 meses a partir de la fecha de inicio de suministro establecida en el contrato respectivo) y permitir que, dentro de ese período, el oferente pueda transar en el mercado spot con el objeto de comprar la energía requerida por las distribuidoras que son sus clientes. En cualquier caso, el mecanismo se extinguiría automáticamente con la puesta en marcha de su central. Se asume que los clientes sometidos a regulación de precio de la distribuidora que se vea sometida transitoriamente a esta indexación sentirán el efecto de manera muy atenuada en la medida que operará el mecanismo de sociabilización previsto en el artículo 157 del DFL N.4. Entendemos la aplicación de precio spot a los suministros de las distribuidoras como una situación muy excepcional pues no está en el espíritu de la ley que los clientes sometidos a regulación de precios estén expuestos a la volatilidad que tienen los costos marginales. Esto debiera permitirse sólo en períodos y en situaciones muy excepcionales como la que se señala aquí o el período 2013-‐2016 conforme se propuso en nuestro primer informe. Sin embargo, la aplicación que aquí se propone puede ser un elemento clave de mitigación de riesgo para la adición de nueva capacidad, y más importante aún, para promover la llegada de nuevos entrantes con grandes centrales de base que puedan competir con los generadores incumbentes. Por ello, creemos que los beneficios que se derivan de otorgar esta flexibilidad superan los costos y riesgos de otorgarla. Se estudió también la posibilidad de rescindir automáticamente el contrato en caso que el generador adjudicado no pudiera desarrollar su proyecto por causas atribuibles a terceros (por ejemplo, el rechazo de so EIA). Sin embargo, además de no estar previsto en la ley, estimamos que esto abre un espacio de incertidumbre para las distribuidoras que no es tolerable dado el esquema regulatorio en que operan. 8.8 Tratamiento de los suministros no adjudicados Debido a la estrechez de oferta de generación de base prevista para los próximos años, en particular en el período 2013-‐2020, cabe la posibilidad de que una parte significativa de las licitaciones ya lanzadas por las empresas distribuidoras no resulte adjudicada. Si luego de seguido el procedimiento para re licitar establecido en el DFL 4 esta situación no cambia, entonces la autoridad debería implementar un mecanismo similar a aquel que se estableció mediante la promulgación de la Ley 20.018 de 19.05.2005. Nos referimos específicamente al artículo 3 transitorio de ese cuerpo legal.
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8.9 Transparencia de la información A la luz de los problemas que se han suscitado en el último tiempo relativos al descalce existente entre los consumos de ciertas EEDD y la demanda prevista en sus contratos de suministro parece necesario buscar vías para que estas situaciones se minimicen en el futuro. En efecto, estos descalces tienen como resultado que haya holguras contractuales para algunas EEDD que están consumiendo menos de lo que se previó a la fecha de adjudicación de su contrato mientras que otras carecen de contrato. Esto ha dado pie para la dictación reciente de una resolución de la SEC altamente controversial, cuya legalidad está siendo impugnada y con resultados inciertos. En cualquier caso, no parece que esta solución sea la mejor en una perspectiva de mercado de largo plazo pues aumenta los niveles de incertidumbre para los generadores que participan en los procesos de licitación de las EEDD. Al licitarse los suministros, es conveniente que las EEDD pongan a disposición de los generadores en las bases de licitación una estadística suficientemente larga de las demandas por cada punto de retiro y antecedentes que justifiquen sus proyecciones de demanda en esos mismos puntos durante el período que dure el contrato licitado. Así podrán los generadores evaluar el riesgo que asumen cuando se comprometan a abastecer el 100% de la demanda de las EEDD a todo lo largo del plazo contractual. Asimismo, parece recomendable buscar esquemas que minimicen los incentivos de las EEDD de sobre contratarse (para evitar quedar descubiertas en el futuro), pues ello encarece el precio de las ofertas y bloquea energía que en el futuro no estaría disponible para ser puesta disposición de otros contratos con clientes libres o incluso con las mismas EEDD. Una vía posible es que las proyecciones de demanda que presente la distribuidora en las bases de licitación sean revisadas por la CNE idealmente en base a estudios contratados con consultoras o centros académicos de prestigio. 8.10 Diseño de bloques ad-‐hoc para centrales de entrega intermitente o compromisos sólo
en base a energía mensual Como parte del debate sobre el diseño de las licitaciones de suministro para las distribuidoras, hay quienes han planteado que éstas debieran hacerse sólo en base a compromisos mensuales de energía, sin comprometer potencia. Esto sería un diseño altamente conveniente para ciertos tipos de centrales ERNC que sólo entregan energía durante una ventana horaria limitada, las que de comprometer potencia durante todo el día (siguiendo la curva de consumo de las distribuidoras) se verían obligadas a intermediar en el mercado spot. Es el caso, por ejemplo, de las centrales solares fotovoltaicas que actualmente entregan su producción en una ventana de 5 a 8 horas en promedio. Evidentemente las ERNC de suministro continuo como las centrales de biogás, geotérmicas y solares con acumulación no requieren que se modifique el esquema actual. En primer lugar es pertinente señalar que la intermediación en el mercado spot es una condición a la que están expuestas todas las centrales generadoras, no sólo aquellas de ERNC, cuando suscriben contratos de suministro con clientes libres o regulados. Centrales
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hidroeléctricas de pasada, grandes o pequeñas e incluso las hidroeléctricas de embalse cuando no son despachadas se ven obligadas a intermediar en el mercado spot. En este contexto, cabe analizar si sería beneficioso para el cliente regulado el permitir que las ERNC se eximieran de esta obligación y no entregaran la energía conforme éstos la demandan, comprometiéndose sólo durante las horas en que producen. Para que ello sea posible, las centrales de base -‐ hidroeléctricas, de carbón o de gas natural – tendrían que reducir sus compromisos durante las horas de producción de las ERNC y aumentarlo cuando éstas no operan (la mayor parte del tiempo). Planteado de otra forma, la pregunta pertinente es si en ese escenario, el costo agregado de suministro es mayor o menor que uno en que no se discrimina favorablemente a una tecnología por sobre otra permitiéndole producir sólo en las horas en que es más competitiva. Para responder esa pregunta recurrimos aun ejemplo estilizado de un mercado en el que sólo hay dos generadores -‐ uno ERNC solar fotovoltaico (FV) y otro de ciclo combinado a gas natural (CC-‐GN) – y una sola empresa distribuidora. Entre ambos tienen que suministrar a la distribuidora un volumen anual de energía de 4.800 GWh. La central solar FV tiene un costo medio de producción de 100 USD/MWh en sus horas de producción mientras que aquella de CC-‐GN tiene uno de 120 USD/MWh durante las 24 horas del día, incluido en ambos casos el costo de capital. La ERNC-‐solar FV puede suministrar 1.600 GWh mensuales pero sólo en un período de 8 horas entre las 9 y las 17 horas de cada día. La CC-‐GN puede suministrar las 24 horas del día los 4.800 GWh mensuales. Parecería de toda obviedad adjudicar los 1.600 GWh mensuales a la ERNC-‐solar FV y el saldo – 3.200 GWh mensuales -‐ a la CC-‐GN para obtener un costo agregado de suministro (promedio ponderado) de 113,33 USD/MWh. El ejemplo se aprecia gráficamente en la figura conceptual siguiente.
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Suministro posible a distribuidora: ERNC solar FV y CC-GN
Sin embargo, si la CC-‐GN se ve forzada a generar sólo durante el 67% del tiempo, entonces no podrá ofrecer los mismos precios que si genera el 100% del tiempo, pues tendrá que amortizar su inversión produciendo un 33% menos. Si el efecto de una menor venta esperada sobre sus precios fuera lineal, entonces tendría que aumentarlos en un 50% para mantener la viabilidad de su proyecto. Así entonces, habría suministro a 100 USD/MWh durante las horas en que genera la ERNC-‐solar FV y 180 USD/MWh en las restantes horas producidos por la CC-‐GN. El precio promedio ponderado de ese escenario sería de 153 USD/MWh, bastante superior a aquel que se daría en el escenario en que la CC-‐GN abastece el contrato de la distribuidora el 100% del tiempo, lo que se ilustra en la figura siguiente.
Alternativas de suministro en base a una tecnología o a una combinación de dos
El ejemplo anterior (conceptual pero con costos cercanos a los reales) ilustra de manera estilizada el mayor costo para los usuarios de forzar el suministro con un tipo de tecnología en las horas en que es más competitiva en detrimento de otra tecnología, menos competitiva en
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120
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Suministro con CC-‐GN 24 horasPrecio promedio: USD 120/MWh
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Suministro con ERNC Solar FV 8 horasPrecio promedio: USD 100/MWh
Sólo durante las 8 horas en que tiene producción propia
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Suministro con CC-‐GN 24 horasPrecio promedio: USD 120/MWh
0 24
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Suministro combinado CC-‐GN (16 horas)/ERNC Solar FV (8 horas)Precio promedio ponderado: USD 153/MWh
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esas horas pero más competitiva durante las 24 horas. Lo probable es que el costo agregado de suministro de ese contrato aumente. En el mundo real de múltiples generadoras y clientes, si se privilegia a una tecnología por sobre otra, aquella que debe restarse de vender en las horas en que la otra produce se verá forzada a vender su producción al mercado spot a un precio difícil de prever. Habrá entonces una central que tiene precios garantizados en todas las horas en que genera y otra que los tiene garantizados en algunas y no en otras. Es indudable que esta segunda central, enfrentada a esa incertidumbre, penalizará los precios ofrecidos por sobre lo que es su costo medio de producción. Hay que tener presente que esa incertidumbre es tanto mayor por cuanto la proliferación de centrales cuya tecnología se privilegia hará que los precios spot probablemente se vean fuertemente deprimidos justamente en las horas en que generan, coincidiendo con los lapsos durante los cuales las otras tecnologías se forzarían a vender en el mercado spot. En todo caso, cabe señalar que el problema podría mitigarse parcialmente en la medida que se incorporen distintas fuentes de generación sustentable cuyas producciones no estén perfectamente correlacionadas. Así, por ejemplo, si un parque eólico concentra su producción en un horario nocturno, al considerarlo junto a una granja fotovoltaica es posible tender a aplanar la producción conjunta de ambos. Si bien en teoría en estos casos los promotores de estos proyectos complementarios debieran poder coordinarse y realizar ofertas conjuntas, los costos de transacción pueden dificultar su concreción. En el debate sobre la licitación de suministro de las distribuidoras relativo a reglas especiales para la participación de ERNC se han planteado, entre otras, dos alternativas que merecen particular atención. La primera de ellas es que las licitaciones establezcan sólo compromisos mensuales de entrega de energía a un precio determinado. La segunda es que las ERNC se comprometan no sólo a una cantidad de energía y un precio, sino también a un perfil horario preciso para su entrega a la distribuidora (i.e. a una curva de carga horaria). A continuación se analiza cada una de estas alternativas y se formulan propuestas en la materia. 1. Licitación basada sólo en compromisos de entrega mensual de energía Sobre esta posibilidad, deben tenerse presente las siguientes consideraciones:
a. Los generadores de base -‐ hidroeléctricos, carbón o gas -‐ no sabrán cuáles ERNC serán adjudicados ni en qué cantidad y, por tanto, a qué horas serán priorizados en los retiros. Por lo tanto, el generador de base enfrentaría un alto nivel de incertidumbre que lo expone a transar en una cantidad desconocida en el mercado spot a un precio también muy difícil de prever. Probablemente ello lo llevará a ofrecer precios sustancialmente más altos o derechamente a no presentar presentar ofertas;
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b. No habría claridad de cómo se asignan los retiros de la distribuidora en cada nudo y hora -‐ cuánto a las ERNC y cuánto a los otros generadores -‐ creando un espacio para potenciales disputas.
En base a estas dos consideraciones se concluye que esta modalidad debe ser descartada pues o bien conducirá a precios de suministro más altos para las distribuidoras o bien, a que no pueda contratarse la totalidad de la demanda de éstas. 2. Licitación basada en compromisos de entrega horaria de energía en función de la
producción propia de cada central o grupo de centrales Esta modalidad conduciría a que los aportes de las ERNC y del resto de los generadores se traduzcan en compromisos a firme dentro de bloques horarios predefinidos, de manera que se despejan algunos espacios de incertidumbre para todos los generadores y en particular, para los de base. Sin embargo, sigue existiendo el problema de recortar la venta de algunos generadores en favor de otros, transfiriendo a los primeros la exposición al mercado spot en una porción relevante del tiempo. Además, la dimensión de dicha exposición seguiría siendo una incógnita, pues sólo lo sabrían una vez adjudicada la licitación en función de cuánto fue asignado a las tecnologías favorecidas y en cuáles de los bloques horarios pre-‐definidos (i.e. la magnitud del recorte en esos bloques sólo se conocerá ex-‐post). A menos que se efectúe un diseño que considere adecuadamente estas situaciones, como el que se plantea a continuación, permitir ofertas de este tipo conducirá a mayores precios agregados para el consumidor residencial y/o a una adjudicación incompleta de sus requerimientos de energía. 3. Alternativa recomendada: principios generales La opción que menos complejidad y menos distorsiones genera es lo que se ha venido aplicando hasta ahora, es decir una licitación en que todos los oferentes deben seguir la curva de carga de las distribuidoras y atenerse a las mismas reglas, privilegios y obligaciones. Además, esta solución no expone a las distintas tecnologías a comparaciones incompletas o distorsionadas, donde unas pueden aparecer como de menor costo, pero sólo en algunas horas, frente a otra de mayor costo, pero presente en todas las horas. En este esquema, las tecnologías con entrega variable de energía deben buscar acuerdos con generadores de otros tipos con el objeto de “aplanar” su curva de entregas, con lo cual se transparenta su verdadero costo para un suministro continuo y se permite presentar ofertas competitivas y compatibles con los requerimientos de los clientes residenciales. Abrir la posibilidad de ofrecer en bloques horarios específicos conlleva grandes riesgos y complejidades, tanto para los generadores como para los consumidores. No por nada, éste no es un esquema que uno observe frecuentemente en otros países. Lo usual es que cuando se construyen bloques diferenciados (por ejemplo punta y fuera de punta) estos sean horizontales, es decir, cubren las 24 horas del día.
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Por lo tanto, se estima que el sistema actual, en su esencia debe mantenerse. Ello sin perjuicio de explorar vías y esquemas para que tecnologías de entrega variable – eólica y otras -‐ o intermitente – solar – puedan complementarse mutuamente y con otras tecnologías para “aplanar” su curva de entregas y así participar en los bloques licitados por las distribuidoras. Cualquier sistema que se diseñe para estas licitaciones en que participan distintos tipos de tecnología, a nuestro juicio, debe contemplar necesariamente los siguientes principios:
a. No debe favorecerse una tecnología(s) específica(s) en detrimento de otra(s), pues ello tiende a incrementar el costo agregado de suministro, perjudicando al consumidor final; asimismo, tiende a desincentivar o poner trabas al desarrollo de ciertos tipos de energía, en particular a las de base.
b. Si se abriera la opción de perfil de entregas parciales (en algunas horas del día, solamente) entonces éstas deben ser a firme a nivel de compromisos horarios. Dichos bloques horarios debieran ser poco numerosos y ser predefinidos por las distribuidoras. Los generadores participantes debieran obligadamente presentar ofertas por cada uno de los bloques predefinidos por las distribuidoras y los que quieran podrán adicionalmente presentar ofertas atadas por un subconjunto o por todos los bloques predefinidos de manera de cubrir las 24 horas.
c. Las empresas distribuidoras deberán buscar entre todas las ofertas recibidas la combinación que permita llenar su curva de demanda, minimizando el costo agregado de suministro51. Sólo las ofertas de entregas parciales que en combinación con las otras ofertas permitan, primero, llenar la curva de demanda y, segundo, reducir el costo agregado, serán adjudicadas. De este modo la licitación podría servir como mecanismo para hacer un “pool” de ofertas con bajos costos de transacción. Asimismo, permitiría aprovechar las oportunidades de complementación entre ERNC, pero sólo si efectivamente mejoran los resultados de la licitación.
d. Todos los generadores adjudicados, en proporción a su participación en el volumen total adjudicado en cada bloque horario, deben asumir la varianza en el consumo real de la distribuidora versus el proyectado (separando bloques base y de crecimiento).
51 Esto significa que, por ejemplo, una oferta adjudicada puede ser más cara que otra adjudicada
pero cuyo perfil de entrega no permite llenar adecuadamente la curva de carga de la distribuidora.
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ANEXO 1. PERMISOS APLICABLES A PROYECTOS DE GENERACION ELECTRICA El Estudio “Identificación de Dificultades en la Tramitación de Permisos de Proyectos en el Sector Eléctrico” realizado en 2010 por la empresa Medio Ambiente y Gestión S.A. (MG) por encargo del Ministerio de Energía identificó 21 permisos sectoriales ambientales asociados al SEIA y 35 permisos sectoriales específicos agrupados en 7 categorías.. Los permisos son los siguientes:
(1) Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) -‐ descarga de aguas sometidas a jurisdicción nacional -‐ trabajo en o alrededor de monumentos históricos -‐ excavaciones de carácter arqueológico, antropológico paleontológico -‐ afectación de zona típica -‐ afectación de santuario de la naturaleza -‐ transporte de materiales radioactivos -‐ extracción de ripio y arena de cauces de ríos y esteros -‐ obras destinadas al tratamiento o disposición final de residuos industriales o mineros -‐ obras destinadas al tratamiento o disposición final de desagües o aguas servidas -‐ obras destinadas al tratamiento o disposición final de basuras y desperdicios -‐ calificación industrial -‐ pesca de investigación -‐ cambio de uso de suelo -‐ recolección de huevos y crías con fines científicos o de reproducción -‐ caza y captura de animales protegidos -‐ acueductos, embalses y sifones -‐ corte de bosque -‐ corte de alerce -‐ corte de araucanía -‐ corte de queule y otros -‐ obras de regularización y defensa de cauces naturales
(2) Concesiones y servidumbres:
-‐ solicitud directa de concesión de exploración de energía geotérmica -‐ licitación pública de concesión de exploración de energía geotérmica -‐ concesión eléctrica definitiva -‐ concesión marítima mayor -‐ compra de bienes fiscales -‐ arriendo de bienes fiscales -‐ concesión de uso oneroso de bienes fiscales (directa)
(3) Legislación de Aguas
-‐ constitución de derechos de aprovechamiento de aguas -‐ autorización de construcción, modificación, cambio y unificación de bocatomas
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(4) Flora y Fauna
-‐ autorización para corte de determinadas especies: tamarugo, algarrobo, chañar, guayacán, olivillo, carbonillo, espino, boldo, maitén, litre, bollén y quillay (siempre que no constituyan bosque)
(5) Patrimonio y Pueblos Indígenas
-‐ autorización de permutas de tierras indígenas
(6) Sanitario
-‐ autorización sanitaria para tratamiento y/o disposición final de RILES no peligrosos -‐ autorización de sistemas de abastecimiento de agua potable -‐ compensación de emisiones de fuentes fijas (RM) -‐ compensación de emisiones MP y SO2 de establecimientos regulados -‐ declaración de emisiones de fuentes fijas -‐ autorización almacenamiento temporal de residuos peligrosos
(7) Urbanismo y Vialidad
-‐ Permiso de edificación -‐ Aprobación de anteproyecto de edificación -‐ Aprobación de anteproyecto de edificación -‐ Certificado de informaciones previas -‐ Recepción final de obra -‐ Patente municipal -‐ Ocupación de caminos públicos para transporte de maquinaria con sobredimensión -‐ Ocupación de caminos públicos para transporte de maquinaria con sobrepeso -‐ Acceso a caminos públicos (no concesionados) -‐ Acceso a caminos públicos (concesionados) -‐ Uso de la faja fiscal en caminos públicos
(8) Seguridad
-‐ declaración de instalación eléctrica interior -‐ declaración de instalaciones de combustibles líquidos -‐ declaración de instalación de centrales térmicas (a gas) -‐ almacenamiento de explosivos (consumidor ocasional) -‐ almacenamiento de explosivos (consumidor habitual) -‐ transporte de explosivos