Fecha: 13 de noviembre 2009
Ubicación: Hotel Ritz, Paseo Estado 248, Santiago
Inscripciones sin costo: conferencias@dfc.cl
miércoles, 4 de noviembre de 2009
Premiación Nacional de Eficiencia Energética
El Programa País de Eficiencia Energética de la Comisión Nacional de Energía ha decidido continuar, como parte de su campaña de incentivo al sector público en sus esfuerzos de mejorar su gestión relacionada con la eficiencia energética, realizar la tercera versión de un premio a una empresa pública que se haya destacado por demostrar un esfuerzo ejemplificador para este sector.
Fecha: 13 de noviembre 2009
Ubicación: Hotel Ritz, Paseo Estado 248, Santiago
Inscripciones sin costo: conferencias@dfc.cl
Fecha: 13 de noviembre 2009
Ubicación: Hotel Ritz, Paseo Estado 248, Santiago
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martes, 1 de septiembre de 2009
Tokman respalda rol del carbón en la matriz energética
Un espaldarazo a la participación del carbón en la matriz energética hizo ayer el ministro de Energía, Marcelo Tokman, quien aprovechó la inauguración de la tercera unidad (152 MW) del complejo termoeléctrico Guacolda –la primera central de este tipo que ingresa en operación en el Sistema Interconectado Central (SIC) desde 1996- para llamar a “no ser más papistas que el Papa” en la discusión sobre este punto.
Señaló que en el Sistema Interconectado Central (SIC) hay 1306 MW en construcción en base a este combustible y que su participación actual en el mix del país es de 16%, mientras que en los países de la OECD es del 28%. Señaló que a 2020 este porcentaje a nivel nacional se elevará al 25% mientras que el promedio mundial será de 30%, lo que nos indica que “hay que preocuparse de que no sólo haya carbón en el desarrollo de la matriz. Además el país no parece estar en una situación compleja comparado con las naciones ricas. Debemos estar siempre atentos de que la matriz se vaya siempre diversificando”, señaló.
Respecto de las emisiones de gases efecto invernadero, parte de las cuales están asociadas a este tipo de proyectos, el secretario de Estado expresó que “la verdad es que hay que encontrar un equilibrio y ser razonables al compararnos con el resto del mundo, porque no nos olvidemos que Chile emite tan sólo 3,6 toneladas de CO2 per cápita al año y los países mas ricos emiten casi 11 toneladas”.
Por su parte, el gerente general de Guacolda Sergio del Campo, dijo que “al país no se le puede pedir menos de lo que los países desarrollados tienen y no le podemos pedir a Chile que tenga una menor participación del carbón, que es un combustible estratégico que da independencia al país”.
Fuente: Diario Financiero
Señaló que en el Sistema Interconectado Central (SIC) hay 1306 MW en construcción en base a este combustible y que su participación actual en el mix del país es de 16%, mientras que en los países de la OECD es del 28%. Señaló que a 2020 este porcentaje a nivel nacional se elevará al 25% mientras que el promedio mundial será de 30%, lo que nos indica que “hay que preocuparse de que no sólo haya carbón en el desarrollo de la matriz. Además el país no parece estar en una situación compleja comparado con las naciones ricas. Debemos estar siempre atentos de que la matriz se vaya siempre diversificando”, señaló.
Respecto de las emisiones de gases efecto invernadero, parte de las cuales están asociadas a este tipo de proyectos, el secretario de Estado expresó que “la verdad es que hay que encontrar un equilibrio y ser razonables al compararnos con el resto del mundo, porque no nos olvidemos que Chile emite tan sólo 3,6 toneladas de CO2 per cápita al año y los países mas ricos emiten casi 11 toneladas”.
Por su parte, el gerente general de Guacolda Sergio del Campo, dijo que “al país no se le puede pedir menos de lo que los países desarrollados tienen y no le podemos pedir a Chile que tenga una menor participación del carbón, que es un combustible estratégico que da independencia al país”.
Fuente: Diario Financiero
miércoles, 27 de mayo de 2009
Sin HidroAysén termoeléctrica debería aumentar en cuatro veces
La generación termoeléctrica en base a carbón aumentaría 4 veces si es que no se llega a aprobar el proyecto HidroAysén, perteneciente a Endesa Chile y Colbún, según dijo el ex secretario ejecutivo de la CNE y consultor de Synex,Sebastián Berstein, durante Elecgas 2009. Asimismo sostuvo que “si no se realiza dicha iniciativa, se podrían hacer otros proyectos hidroeléctricos, pero en cantidades limitadas y sobre todo porque tomarían tiempo. Creo que el grueso sería reemplazado por las centrales a carbón, aunque también podría ser con el GNL, aunque este último está vinculado al petróleo por lo que habrá que evaluarlo en su momento”.
A su vez, Berstein indicó que “todavía se puede esperar hasta la próxima década en tomar la decisión de HidroAysén, ya que la demanda está creciendo menos y van haber proyectos hidroeléctricos alternativos, que se están desarrollando. Agregó también que “en este momento no aparecen limitaciones formales para el uso de carbón, ya que no tenemos un límite”.
Respecto al nivel de crecimiento de la demanda el analista aseguró que “este año será de un 0%, pero en el 2010 habrá un incremento de alrededor de un 4%. Hay varios proyectos que se han postergado por el actual consumo, pero volverá a crecer, aunque está claro que muchas de las iniciativas que están aprobadas o en camino de serlo, varios no caben en el sistema, por lo que sobran”.
“Van a haber proyectos que se van a cerrar, otros que se van a dilatar, porque en el caso del potencial termoeléctrico hay 7.000 MW, pero no entran en el sistema, no hay espacio para ellos”, señaló Berstein.
“En el caso de energía nuclear no es un tema demasiado urgente, porque no se necesita una central, por lo menos no se requiere antes del año 2024, pero se deben ir dando progresivamente pasos para buscar ese consenso nacional”, concluyó el analista.
A su vez, Berstein indicó que “todavía se puede esperar hasta la próxima década en tomar la decisión de HidroAysén, ya que la demanda está creciendo menos y van haber proyectos hidroeléctricos alternativos, que se están desarrollando. Agregó también que “en este momento no aparecen limitaciones formales para el uso de carbón, ya que no tenemos un límite”.
Respecto al nivel de crecimiento de la demanda el analista aseguró que “este año será de un 0%, pero en el 2010 habrá un incremento de alrededor de un 4%. Hay varios proyectos que se han postergado por el actual consumo, pero volverá a crecer, aunque está claro que muchas de las iniciativas que están aprobadas o en camino de serlo, varios no caben en el sistema, por lo que sobran”.
“Van a haber proyectos que se van a cerrar, otros que se van a dilatar, porque en el caso del potencial termoeléctrico hay 7.000 MW, pero no entran en el sistema, no hay espacio para ellos”, señaló Berstein.
“En el caso de energía nuclear no es un tema demasiado urgente, porque no se necesita una central, por lo menos no se requiere antes del año 2024, pero se deben ir dando progresivamente pasos para buscar ese consenso nacional”, concluyó el analista.
Fuente: Estrategia
Eléctricas ven mayores costos y más tiempo de trámite en proyectos por código indígena
Aunque en septiembre habrá un texto definitivo, el Código de Conducta Responsable (CCR) que elabora el Gobierno para la comunidad indígena, fue uno de los temas presentes en el VIII Encuentro Energético, Elecgas.
En el evento, diversos representantes de empresas hicieron mención a la futura norma. El gerente de proyectos de Endesa, Aníbal Bascuñán, durante su presentación se refirió al largo proceso que enfrentan los proyectos, en especial los hidroeléctricos, para ser aprobados y tener todos los permisos.
Enumerados los requisitos el ejecutivo afirmó que además hoy hay otras situaciones en discusión. "En septiembre el país va a promulgar el convenio 169 de pueblos indígenas y aparentemente lo que se está planteando a la autoridad es que esto sea previo al Estudio de Impacto Ambiental (EIA), por lo tanto ahí también estamos agregando más tiempo y riesgo", dijo Bascuñán sobre la CCR.
Otros de los exponentes fue Mario Marchese, gerente general de Trayenko, firma filial de la noruega SN Power y que se encuentra desarrollando iniciativas hidroeléctricas en la Región de los Ríos. El ejecutivo afirmó que la nueva norma, más que considerarla como un riesgo, la ven como una oportunidad ya que entregará reglas claras. "Hay que ver las condiciones y cómo se pretende estructurar. Estamos recién partiendo la discusión, pero se ve interesante", dijo Marchese.
¿Más inversión?
Sin embargo el ejecutivo de Trayenko reconoció que esto puede significar mayores costos. "Nosotros hemos considerado que esto era una realidad que venía desde el principio. Por lo tanto de cierta manera también lo tenemos incorporado. Hay que ver en definitiva cuáles van a ser las normas que se van a implementar, eso sin duda va a tener un impacto en las inversiones", explicó.
Otros de los exponentes, Juan Carlos Araneda, gerente de Desarrollo del Sistema Eléctrico de Transelec, tras el encuentro afirmó que la firma ve con preocupación la futura norma. "Es una condición bien especial, requiere un análisis legal completo. Ya en algunas de las presentaciones se mencionaron algunas de las aprensiones. Es un tema que hay que estudiar bien y ver el impacto que realmente va a tener en las zonas donde principalmente hay muchos proyectos involucrados", manifestó.
Consultado Araneda respecto a si la norma podría encarecer la línea de transmisión del proyecto HidroAysén (iniciativa que podría ser desarrollada por Transelec), el ejecutivo dijo que todo dependerá del trazado definitivo que tenga la línea.
¿Nueva línea en el norte?
Un problema de infraestructura para la transmisión de energía es el que está viendo la canadiense Transelec en el norte del país, el SIC. Esto porque la carretera de energía que va desde Taltal a Chiloé (SIC), en la zona entre Pan de Azúcar y Nogales no tiene la capacidad para transportar el total de energía que se está instalando en el Norte Chico, que a 2011 suma 800 MW, básicamente de carbón y de energía eólica. Esto haría que o todas las unidades puedan generar el total de la capacidad que se instale.
Para Transelec una de las soluciones al tema pasa por la construcción de una nueva línea troncal, la que se podría realizar por etapas y que implicaría inversiones en torno a los US$ 100 millones.
En el evento, diversos representantes de empresas hicieron mención a la futura norma. El gerente de proyectos de Endesa, Aníbal Bascuñán, durante su presentación se refirió al largo proceso que enfrentan los proyectos, en especial los hidroeléctricos, para ser aprobados y tener todos los permisos.
Enumerados los requisitos el ejecutivo afirmó que además hoy hay otras situaciones en discusión. "En septiembre el país va a promulgar el convenio 169 de pueblos indígenas y aparentemente lo que se está planteando a la autoridad es que esto sea previo al Estudio de Impacto Ambiental (EIA), por lo tanto ahí también estamos agregando más tiempo y riesgo", dijo Bascuñán sobre la CCR.
Otros de los exponentes fue Mario Marchese, gerente general de Trayenko, firma filial de la noruega SN Power y que se encuentra desarrollando iniciativas hidroeléctricas en la Región de los Ríos. El ejecutivo afirmó que la nueva norma, más que considerarla como un riesgo, la ven como una oportunidad ya que entregará reglas claras. "Hay que ver las condiciones y cómo se pretende estructurar. Estamos recién partiendo la discusión, pero se ve interesante", dijo Marchese.
¿Más inversión?
Sin embargo el ejecutivo de Trayenko reconoció que esto puede significar mayores costos. "Nosotros hemos considerado que esto era una realidad que venía desde el principio. Por lo tanto de cierta manera también lo tenemos incorporado. Hay que ver en definitiva cuáles van a ser las normas que se van a implementar, eso sin duda va a tener un impacto en las inversiones", explicó.
Otros de los exponentes, Juan Carlos Araneda, gerente de Desarrollo del Sistema Eléctrico de Transelec, tras el encuentro afirmó que la firma ve con preocupación la futura norma. "Es una condición bien especial, requiere un análisis legal completo. Ya en algunas de las presentaciones se mencionaron algunas de las aprensiones. Es un tema que hay que estudiar bien y ver el impacto que realmente va a tener en las zonas donde principalmente hay muchos proyectos involucrados", manifestó.
Consultado Araneda respecto a si la norma podría encarecer la línea de transmisión del proyecto HidroAysén (iniciativa que podría ser desarrollada por Transelec), el ejecutivo dijo que todo dependerá del trazado definitivo que tenga la línea.
¿Nueva línea en el norte?
Un problema de infraestructura para la transmisión de energía es el que está viendo la canadiense Transelec en el norte del país, el SIC. Esto porque la carretera de energía que va desde Taltal a Chiloé (SIC), en la zona entre Pan de Azúcar y Nogales no tiene la capacidad para transportar el total de energía que se está instalando en el Norte Chico, que a 2011 suma 800 MW, básicamente de carbón y de energía eólica. Esto haría que o todas las unidades puedan generar el total de la capacidad que se instale.
Para Transelec una de las soluciones al tema pasa por la construcción de una nueva línea troncal, la que se podría realizar por etapas y que implicaría inversiones en torno a los US$ 100 millones.
Fuente: El Mercurio
Transelec acusa a autoridad por atraso en inversiones de transmisión
Las restricciones en la capacidad de transmisión en la parte norte del Sistema Interconectado Central (SIC) -que va de Taltal a Chiloé- siguen complicando al sector eléctrico.
Juan Carlos Araneda, gerente de Desarrollo de Transelec, la principal operadora del sistema troncal de transmisión del SIC, añadió ayer un nuevo punto al acusar a la autoridad por el retraso que existe en las inversiones para elevar la capacidad en dicha zona, lo que impedirá que los diferentes parques eólicos actualmente en construcción en la IV Región -que a noviembre sumarán 164 MW- puedan ser despachados como sus operadores esperan.
Esta limitación, dijo, se repetiría para los 400 MW que inyectarán las unidades III y IV de Guacolda y otros 200 MW de otras iniciativas previstos para 2011.
“La gráfica nos muestra que si hoy no se toman decisiones de expansión en esa zona del sistema, no reforzando lo que existe, sino que construyendo un tendido paralelo -porque la línea no se puede sacar de servicio-, a estos proyectos no les va a quedar más que verter su energía, porque la línea actual no tiene capacidad suficiente”.
Tras participar en el seminario Elecgas 2009, Araneda explicó que la autoridad no consideró la solicitud que en este sentido efectuaron el año pasado fundamentalmente por la visión cortoplacista con que se planifica el desarrollo del sistema de transmisión por parte del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC).
La propuesta de Transelec considera que se licite la construcción de una nueva línea entre la zona de Canela y Nogales (IV y V regiones) para conectar al SIC la energía que se generará al sur de Ovalle.
La iniciativa costaría inicialmente US$ 100 millones, pero la negativa de la autoridad hizo que se restrasara cerca de 12 meses. A lo anterior deben sumarse los más de 40 meses que tomaría su tramitación y construcción.
Ello, señaló, llevaría a las empresas a cambiar su ritmo de construcción e impedirá que la zona central del país se beneficie con energía más barata desde el norte.
CNE tendrá rol más activo
Tras admitir que en medio de la crisis energética el rol de la autoridad se dedicó sólo a “lidiar con la coyuntura”, el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Rodrigo Iglesias, señaló ayer que la meta actual es ponerse objetivos de largo plazo y mostrar que existe una “necesidad de una mayor proactividad e incidencia del Estado en lo que será la política energética y la vocación de desarrollo del sistema energético”.
Iglesias precisó que este papel considera “reconocer el hecho de que nos faltan cosas por hacer en materia de energía, para aprovechar oportunidades de perfeccionamiento del marco conceptual y completar y perfeccionar nuestro modelo de política”.
Juan Carlos Araneda, gerente de Desarrollo de Transelec, la principal operadora del sistema troncal de transmisión del SIC, añadió ayer un nuevo punto al acusar a la autoridad por el retraso que existe en las inversiones para elevar la capacidad en dicha zona, lo que impedirá que los diferentes parques eólicos actualmente en construcción en la IV Región -que a noviembre sumarán 164 MW- puedan ser despachados como sus operadores esperan.
Esta limitación, dijo, se repetiría para los 400 MW que inyectarán las unidades III y IV de Guacolda y otros 200 MW de otras iniciativas previstos para 2011.
“La gráfica nos muestra que si hoy no se toman decisiones de expansión en esa zona del sistema, no reforzando lo que existe, sino que construyendo un tendido paralelo -porque la línea no se puede sacar de servicio-, a estos proyectos no les va a quedar más que verter su energía, porque la línea actual no tiene capacidad suficiente”.
Tras participar en el seminario Elecgas 2009, Araneda explicó que la autoridad no consideró la solicitud que en este sentido efectuaron el año pasado fundamentalmente por la visión cortoplacista con que se planifica el desarrollo del sistema de transmisión por parte del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC).
La propuesta de Transelec considera que se licite la construcción de una nueva línea entre la zona de Canela y Nogales (IV y V regiones) para conectar al SIC la energía que se generará al sur de Ovalle.
La iniciativa costaría inicialmente US$ 100 millones, pero la negativa de la autoridad hizo que se restrasara cerca de 12 meses. A lo anterior deben sumarse los más de 40 meses que tomaría su tramitación y construcción.
Ello, señaló, llevaría a las empresas a cambiar su ritmo de construcción e impedirá que la zona central del país se beneficie con energía más barata desde el norte.
CNE tendrá rol más activo
Tras admitir que en medio de la crisis energética el rol de la autoridad se dedicó sólo a “lidiar con la coyuntura”, el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Rodrigo Iglesias, señaló ayer que la meta actual es ponerse objetivos de largo plazo y mostrar que existe una “necesidad de una mayor proactividad e incidencia del Estado en lo que será la política energética y la vocación de desarrollo del sistema energético”.
Iglesias precisó que este papel considera “reconocer el hecho de que nos faltan cosas por hacer en materia de energía, para aprovechar oportunidades de perfeccionamiento del marco conceptual y completar y perfeccionar nuestro modelo de política”.
Fuente: Diario Financiero
jueves, 30 de abril de 2009
Europosgrados 2009, 12 y 13 de Mayo
El próximo 12 y 13 de mayo se realizará en el Centro Cultural Estación Mapocho la cuarta versión de la Feria Europea de Educación Superior: Europosgrados 2009
Mayor información: Europosgrados 2009
sábado, 25 de abril de 2009
Descarga eléctrica Sube la tensión por los dardos de Manuel Cruzat
Ocupado ha estado Manuel Cruzat Valdés en su nueva cruzada. Porque el economista, que se ha hecho un espacio en el mercado local con sus opiniones sobre temas de libre competencia -se opuso, por ejemplo, a la fusión D&S-Falabella-, ahora tira sus dardos al sector eléctrico.
Básicamente, señala que fallas en la ley que rige la licitación eléctrica y el modo en que se realiza el proceso terminarán costándo al país cerca US$ 1.680 millones anuales por los próximos diez a 15 años.
Acusa anomalías de fondo y no de forma (es decir, no son ilegales), que resultarían en lo que él llama "una colusión implícita" de las generadoras.
Esta crítica no ha quedado confinada sólo a su blog Outsider.cl y a sus columnas de opinión. El 14 de abril fue invitado a explicar su diagnóstico ante la Comisión de Economía de la Cámara de Diputados. Un día después se entrevistó con el Fiscal Nacional Económico, Enrique Vergara, para entregarle los antecedentes que ha recabado con datos de la Comisión Nacional de Energía, del Departamento de Energía de EE.UU., informes de la consultora SYSTEP Ingeniería y Diseños, y cálculos propios. Hasta ahora, eso sí, la FNE no ha iniciado investigación al respecto.
Su ronda de reuniones continuó el martes 21 de abril, con el presidente de la Confederación de la Producción y Comercio (CPC), Rafael Guilisasti, y solicitó entrevistarse con la Sofofa.
Es así que el sector político y privado no están ajenos al tema. En especial cuando todo indicio de colusión, aún si es implícita, adquiere resonancia mayor con el escándalo de las farmacias.
Según Cruzat, las condiciones y plazos de las licitaciones amparadas bajo la modificada Ley General de Servicios Eléctricos quedaron "diseñados para ser cumplidos mayormente por los actuales operadores", desmotivando el ingreso de nuevos actores. Como ejemplo, menciona que en el SIC tres operadores (Endesa, Colbún y AES Gener) generan alrededor del 92% de la energía total, y en el SING también tres son los que aportan 87% (Suez Tractebel-Codelco, Endesa-Southern Cross y AES Gener).
En la minuta que entregó a la Comisión, explica que ante la poca competencia, los generadores saben que ninguno puede cubrir la demanda de las distribuidoras por su cuenta, por lo que "la respuesta natural es subir los precios más allá de sus costos de largo plazo".
Sostiene que la autoridad estimó el valor de la energía en US$ 77 por MegaWatt por hora (MWh) para la licitación de enero de 2009. En igual mes, y para equivalentes insumos, el precio medio en EE.UU. fue de US$ 57 por MWh. Es decir, las distribuidoras locales estarían comprando energía con un sobreprecio de al menos
US$ 20 MWh (un 35% más caro).
Una sobrevaloración que se debería, en parte, debido a que en las tres últimas licitaciones, el 75% de la energía contratada ha estado indexada al IPC de EE.UU. y el resto a precios proyectados del carbón, el GNL o el diesel, por lo que los precios de la electricidad no bajarían aún cuando los valores de los combustibles caigan.
En el sector generador aseguran que la base de sus cálculos está errada porque compara dos mercados distintos y precios en momentos diferentes. Cruzat asegura que las cifras estadounidenses y chilenas son comparables, si bien las matrices no son iguales y hay particularidades de transmisión, porque ocupan los mismos insumos energéticos referenciales para producir. Y da como ejemplo que si fuera porque el caso chileno es "distinto", la banca local tampoco no podría compararse con sus pares mundiales.
Error de cálculo
Cruzat señala que hace sus críticas como ciudadano, aunque sabe que éstas pueden causar sospecha considerando que evalúa un proyecto de energía renovable no convencional junto a dos socios y amigos.
Para el presidente de la Comisión de Economía de la Cámara Baja, el diputado UDI Gonzalo Arenas, que Cruzat tenga intereses en el sector no resta relevancia a su crítica. "El tema está en que si los datos duros que entrega pasan la prueba, y la están pasando", dice.
Por lo mismo, la Comisión citaría a una sesión especial de la Cámara la próxima semana para evaluar el tema en mayo. "La legislación cuestionada se aprobó en la Cámara Baja", explica Arenas. "No es que haya irregularidades, sino que el modelo está mal hecho. Hubo un mal manejo político", dice.
Esto por la presión que rodeó a la Ley Corta 2, que modificó la regulación en 2005 en medio de la crisis energética, para motivar la competencia en el sector generación, obligando a las distribuidoras a licitar la energía que necesitarán en los próximos 15 años. "Se privilegió asegurar la inversión en generación más que precios justos y competitivos. Ahí está el error", asegura Arenas.
Su par, el diputado PRI Jaime Mulet, agrega que se baraja la posibilidad de pedir al fiscal Vergara que investigue. "Las anomalías parten por los precios. Es escandaloso el sobreprecio que se está pagando".
Colbún: “Diagnóstico errado y poco riguroso”
Consultadas las generadoras eléctricas respecto a las críticas de Cruzat Valdés, la respuesta fue variada.
En Endesa optaron por no comentar sobre este tema, pero en Colbún sostienen que hace un "diagnóstico errado y poco riguroso".
Según el gerente de Asuntos Corporativos de Colbún, Carlos Abogabir, el "error fundamental de Cruzat" es comparar la situación chilena con la de Estados Unidos porque en materia energética enfrentan escenarios estructurales diferentes.
El precio que se señala para EE.UU. (US$ 57 MWh) corresponde a enero de 2009 y considera la capacidad de generación de dicho país en ese momento. El precio que se menciona para Chile (US$ 77 MWh) es el precio que se cobrará a contar de 2010 y considera el costo de desarrollo necesario para los próximos años. "Es decir, son momentos y etapas de desarrollo de infraestructuras distintas. El precio de la electricidad debe reflejar la estructura de costos de cada mercado", insiste.
Reconce que lo que ambos mercados sí tienen en común sería la generación eléctrica a carbón, pero en realidades distintas. "En EE.UU. gran parte del carbón que se usa es producido localmente y las centrales, en general, se ubican cerca de las minas de carbón. En Chile prácticamente la totalidad del carbón es importado", agrega.
El ejecutivo enfatiza también que la gran diferencia entre Chile y Estados Unidos es la etapa de desarrollo de ambos países y la consiguiente demanda energética que afrontan para las próximas décadas.
"Chile requiere duplicar su capacidad instalada cada 10 años. Ello implica invertir fuerte en los próximos años, y que los precios reflejen estos costos de desarrollo de largo plazo. Un porcentaje mayoritario de esa nueva capacidad corresponde a proyectos de generación térmica. En ese contexto, la propia CNE y distintos analistas estiman que el precio necesario para rentabilizar un proyecto de generación a carbón en Chile es entre US$ 80 y 90 por MWh".
Y concluye que el precio obtenido en las licitaciones en Chile es menor al costo de desarrollo de largo plazo de las nuevas centrales a carbón. "De esta manera, los precios licitados en Chile permiten el justo equilibrio entre un precio competitivo para los consumidores y el desarrollo de la capacidad de generación necesaria. Es fundamental promover un debate energético basado en un análisis riguroso y con altura de miras. Eso es lo que Chile necesita", dice Abogabir.
La visión de AES Gener es similar. "Los procesos de licitación de las distribuidoras en Chile son regulados por la autoridad. No son siempre comparables las estructuras de costos de suministro eléctrico en diversos países, considerando escalas de consumo y necesidades de flete".
Básicamente, señala que fallas en la ley que rige la licitación eléctrica y el modo en que se realiza el proceso terminarán costándo al país cerca US$ 1.680 millones anuales por los próximos diez a 15 años.
Acusa anomalías de fondo y no de forma (es decir, no son ilegales), que resultarían en lo que él llama "una colusión implícita" de las generadoras.
Esta crítica no ha quedado confinada sólo a su blog Outsider.cl y a sus columnas de opinión. El 14 de abril fue invitado a explicar su diagnóstico ante la Comisión de Economía de la Cámara de Diputados. Un día después se entrevistó con el Fiscal Nacional Económico, Enrique Vergara, para entregarle los antecedentes que ha recabado con datos de la Comisión Nacional de Energía, del Departamento de Energía de EE.UU., informes de la consultora SYSTEP Ingeniería y Diseños, y cálculos propios. Hasta ahora, eso sí, la FNE no ha iniciado investigación al respecto.
Su ronda de reuniones continuó el martes 21 de abril, con el presidente de la Confederación de la Producción y Comercio (CPC), Rafael Guilisasti, y solicitó entrevistarse con la Sofofa.
Es así que el sector político y privado no están ajenos al tema. En especial cuando todo indicio de colusión, aún si es implícita, adquiere resonancia mayor con el escándalo de las farmacias.
Según Cruzat, las condiciones y plazos de las licitaciones amparadas bajo la modificada Ley General de Servicios Eléctricos quedaron "diseñados para ser cumplidos mayormente por los actuales operadores", desmotivando el ingreso de nuevos actores. Como ejemplo, menciona que en el SIC tres operadores (Endesa, Colbún y AES Gener) generan alrededor del 92% de la energía total, y en el SING también tres son los que aportan 87% (Suez Tractebel-Codelco, Endesa-Southern Cross y AES Gener).
En la minuta que entregó a la Comisión, explica que ante la poca competencia, los generadores saben que ninguno puede cubrir la demanda de las distribuidoras por su cuenta, por lo que "la respuesta natural es subir los precios más allá de sus costos de largo plazo".
Sostiene que la autoridad estimó el valor de la energía en US$ 77 por MegaWatt por hora (MWh) para la licitación de enero de 2009. En igual mes, y para equivalentes insumos, el precio medio en EE.UU. fue de US$ 57 por MWh. Es decir, las distribuidoras locales estarían comprando energía con un sobreprecio de al menos
US$ 20 MWh (un 35% más caro).
Una sobrevaloración que se debería, en parte, debido a que en las tres últimas licitaciones, el 75% de la energía contratada ha estado indexada al IPC de EE.UU. y el resto a precios proyectados del carbón, el GNL o el diesel, por lo que los precios de la electricidad no bajarían aún cuando los valores de los combustibles caigan.
En el sector generador aseguran que la base de sus cálculos está errada porque compara dos mercados distintos y precios en momentos diferentes. Cruzat asegura que las cifras estadounidenses y chilenas son comparables, si bien las matrices no son iguales y hay particularidades de transmisión, porque ocupan los mismos insumos energéticos referenciales para producir. Y da como ejemplo que si fuera porque el caso chileno es "distinto", la banca local tampoco no podría compararse con sus pares mundiales.
Error de cálculo
Cruzat señala que hace sus críticas como ciudadano, aunque sabe que éstas pueden causar sospecha considerando que evalúa un proyecto de energía renovable no convencional junto a dos socios y amigos.
Para el presidente de la Comisión de Economía de la Cámara Baja, el diputado UDI Gonzalo Arenas, que Cruzat tenga intereses en el sector no resta relevancia a su crítica. "El tema está en que si los datos duros que entrega pasan la prueba, y la están pasando", dice.
Por lo mismo, la Comisión citaría a una sesión especial de la Cámara la próxima semana para evaluar el tema en mayo. "La legislación cuestionada se aprobó en la Cámara Baja", explica Arenas. "No es que haya irregularidades, sino que el modelo está mal hecho. Hubo un mal manejo político", dice.
Esto por la presión que rodeó a la Ley Corta 2, que modificó la regulación en 2005 en medio de la crisis energética, para motivar la competencia en el sector generación, obligando a las distribuidoras a licitar la energía que necesitarán en los próximos 15 años. "Se privilegió asegurar la inversión en generación más que precios justos y competitivos. Ahí está el error", asegura Arenas.
Su par, el diputado PRI Jaime Mulet, agrega que se baraja la posibilidad de pedir al fiscal Vergara que investigue. "Las anomalías parten por los precios. Es escandaloso el sobreprecio que se está pagando".
Colbún: “Diagnóstico errado y poco riguroso”
Consultadas las generadoras eléctricas respecto a las críticas de Cruzat Valdés, la respuesta fue variada.
En Endesa optaron por no comentar sobre este tema, pero en Colbún sostienen que hace un "diagnóstico errado y poco riguroso".
Según el gerente de Asuntos Corporativos de Colbún, Carlos Abogabir, el "error fundamental de Cruzat" es comparar la situación chilena con la de Estados Unidos porque en materia energética enfrentan escenarios estructurales diferentes.
El precio que se señala para EE.UU. (US$ 57 MWh) corresponde a enero de 2009 y considera la capacidad de generación de dicho país en ese momento. El precio que se menciona para Chile (US$ 77 MWh) es el precio que se cobrará a contar de 2010 y considera el costo de desarrollo necesario para los próximos años. "Es decir, son momentos y etapas de desarrollo de infraestructuras distintas. El precio de la electricidad debe reflejar la estructura de costos de cada mercado", insiste.
Reconce que lo que ambos mercados sí tienen en común sería la generación eléctrica a carbón, pero en realidades distintas. "En EE.UU. gran parte del carbón que se usa es producido localmente y las centrales, en general, se ubican cerca de las minas de carbón. En Chile prácticamente la totalidad del carbón es importado", agrega.
El ejecutivo enfatiza también que la gran diferencia entre Chile y Estados Unidos es la etapa de desarrollo de ambos países y la consiguiente demanda energética que afrontan para las próximas décadas.
"Chile requiere duplicar su capacidad instalada cada 10 años. Ello implica invertir fuerte en los próximos años, y que los precios reflejen estos costos de desarrollo de largo plazo. Un porcentaje mayoritario de esa nueva capacidad corresponde a proyectos de generación térmica. En ese contexto, la propia CNE y distintos analistas estiman que el precio necesario para rentabilizar un proyecto de generación a carbón en Chile es entre US$ 80 y 90 por MWh".
Y concluye que el precio obtenido en las licitaciones en Chile es menor al costo de desarrollo de largo plazo de las nuevas centrales a carbón. "De esta manera, los precios licitados en Chile permiten el justo equilibrio entre un precio competitivo para los consumidores y el desarrollo de la capacidad de generación necesaria. Es fundamental promover un debate energético basado en un análisis riguroso y con altura de miras. Eso es lo que Chile necesita", dice Abogabir.
La visión de AES Gener es similar. "Los procesos de licitación de las distribuidoras en Chile son regulados por la autoridad. No son siempre comparables las estructuras de costos de suministro eléctrico en diversos países, considerando escalas de consumo y necesidades de flete".
Fuente: Diario Financiero
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