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Recomendaciones para mejorar la localización de
infraestructura energética en Chile1
Agosto de 2014
1 Este documento forma parte del proyecto “¿Cómo mejorar las políticas de localización de infraestructura Energética en Chile?” dirigido por el Prof. Lawrence Susskind de MIT. El mismo cuenta con financiamiento de la Escuela Sloan de MIT, el programa Colaboradores para el Impacto de las Ciencias (Science Impact Collaborative) de MIT y el Programa de Negociación de la Facultad de Derecho de Harvard. Los autores son Daniela Martínez Gutiérrez, abogada U. Chile, Master en Derecho U. de Harvard y candidata, Master en Administración Pública de la misma Universidad ([email protected]), Julia Golomb y Lawrence Susskind.
Resumen Ejecutivo
Un análisis de la normativa eléctrica, urbanística y de áreas de conservación deja en evidencia que en Chile la decisión de localización de infraestructura energética depende exclusivamente de los privados, los cuales no están sujetos a mayores restricciones respecto a dónde se puede localizar la misma, en cuanto la legislación analizada no establece mayores lineamientos al respecto. Asimismo, la legislación Chilena incentiva a los privados a determinar la localización de la infraestructura energética considerando principalmente la factibilidad técnica y los costos económicos de dicha ubicación, sin que exista un incentivo u obligación de considerar seriamente diversas alternativas de localización ni a evaluar dichas alternativas a la luz de criterios ambientales y de impacto social. Finalmente, la legislación no crea instancias para que las comunidades y otros representantes de la sociedad civil puedan participar efectivamente en la decisión de localización de infraestructura energética. Lo anterior contrasta con la experiencia internacional.
Un análisis de casos comparados –Noruega, Australia y Alemania— que han sido exitosos en compatibilizar (i) en forma sustentable los diferentes usos de los recursos naturales al mismo tiempo de potenciar el desarrollo económico, (ii) los intereses nacionales, regionales y locales con el desarrollo energético y (iii) el desarrollo oportuno de la infraestructura energética con participación ciudadana significativa, deja en evidencia que para permitir un desarrollo sustentable, a largo plazo, eficiente y con apoyo ciudadano de la infraestructura energética en Chile es necesario incorporar a nuestra institucionalidad – particularmente a la de gestión de recursos hídricos y áreas de conservación y a la planificación de transmisión— los siguientes elementos: (i) la recolección y diseminación de información de alta calidad, (ii) la participación activa de la sociedad civil en el proceso de toma de decisiones, con posibilidad real de afectar la decisión final, (iii) la realización de un análisis integrado de diferentes alternativas, considerando no sólo criterios económicos sino que también ambientales y sociales; y (iv) la incorporación de un rol estratégico del Estado como coordinador de estas actividades.
En el anexo se encuentra un detalle de los casos internacionales analizados.
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Introducción
La capacidad de generación eléctrica se cuadruplicó en Chile entre 1990 y 2010, y bajo cualquier escenario futuro –incluyendo escenarios que promuevan iniciativas agresivas de eficiencia energética– Chile necesitará construir nueva infraestructura energética para sostener una economía en crecimiento.
La experiencia de los últimos años indica que localizar esta infraestructura será un gran desafío. La mayor parte de los proyectos energéticos en los últimos años han enfrentado activas protestas por parte de los ciudadanos y cuestionamientos legales. Esta nueva realidad ha dejado en evidencia las deficiencias de la actual regulación y refleja a una ciudadanía y un sistema judicial más activos.
Durante los meses de marzo y mayo de este año, un grupo interdisciplinario de expertos chilenos se reunió con el objeto de proponer recomendaciones para mejorar las políticas públicas de localización de infraestructura energética en el país2. El presente documento busca responder a algunas de las preguntas surgidas en esa discusión respecto a cómo se toman las decisiones de planificación y localización de infraestructura energética en Chile y a recomendaciones que pueden realizarse a la luz de experiencias internacionales exitosas, particularmente en lo relativo a procesos de evaluación de alternativas y mecanismos de participación, de los cuales se dan ejemplos en este documento.
Esta iniciativa fue financiada con fondos del MIT Sloan Latin America Office Advisory Council. Se espera que la misma sea de utilidad para la administración y otros actores.
Institucionalidad para la localización de infraestructura energética en Chile
En Chile la decisión de localización de infraestructura energética depende exclusivamente de los privados, los cuales no están sujetos a mayores restricciones respecto a dónde se puede localizar la misma, en cuanto la legislación eléctrica, urbanística y de zonas de conservación no establece mayores lineamientos al respecto. Asimismo, la legislación Chilena incentiva a los privados a determinar la localización de la infraestructura energética considerando exclusivamente la factibilidad técnica y los costos económicos de dicha ubicación, sin que exista un incentivo u obligación de considerar diversas alternativas de localización ni a evaluar dichas alternativas a la luz de criterios ambientales y de impacto social. Finalmente, la legislación no crea instancias para que las comunidades y otros representantes de la sociedad civil puedan participar en la decisión de localización de infraestructura energética. Lo anterior contrasta con la experiencia internacional analizada en el siguiente capitulo.
Actualmente el único momento en donde un proyecto es evaluado a la luz de criterios ambientales y hasta cierta medida de impacto social y en donde se permite cierto grado participación del público es en el sistema de evaluación de impacto ambiental. Sin embargo,
2 El documento producto de dicha discusión y una lista de los participantes está incluido como anexo a este documento. En paralelo, un grupo de expertos con integrantes de MIT, Harvard y otras instituciones académicas, fue formado en Boston para contribuir con conocimiento y experiencia internacional a la conversación y a las presentes recomendaciones.
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para ingresar el proyecto a dicho sistema, el desarrollador ya debe haber elegido la localización del mismo y por razones de costos y regulatorias –particularmente en el caso de las líneas de transmisión—este tiene fuertes incentivos para evitar modificar la ubicación escogida aún cuando las observaciones de la ciudadanía así lo soliciten.
A continuación se realiza un análisis de las normas aplicables a la localización de centrales de energía y de líneas de transmisión en Chile. Si bien esta enumeración no es exhaustiva, la misma busca ejemplificar los principales problemas existentes en nuestra institucionalidad.
Centrales de Energía
El Estado Chileno no tiene un rol planificador en la construcción de centrales de energía. Son los privados los que de acuerdo a criterios económicos deciden si es rentable invertir en una central de energía determinando la tecnología en la cual desean invertir. La Ley General de Servicios Eléctricos opera bajo el supuesto de que las señales de precio de la electricidad serán suficientes para incentivar a los privados a invertir en centrales de energía, sin que sea necesario que el Estado impulse este proceso por medio de licitaciones u otros mecanismos.
La decisión de dónde localizar una central de energía depende asimismo del privado, el cuál prácticamente no se encuentra limitado por nuestro ordenamiento jurídico respecto a dónde localizar la central.
La Ley General de Servicios Eléctricos no establece requisitos ni lineamientos respecto a donde localizar una central. De acuerdo a la misma, el desarrollador del proyecto no requiere de una concesión para construir y operar una central. Excepcionalmente el desarrollador de una central hidroeléctrica, si así lo desea, puede solicitar una concesión eléctrica. La concesión, sin embargo, no establece requerimientos respecto a la localización del proyecto en cuestión, sino que es un beneficio que se le concede al privado con el objeto de facilitar la realización de estudios en los terrenos que ocupará la central y para imponer servidumbres forzosas sobre predios de privados de ser necesario. En consecuencia, es el privado el que elige dónde localizará la central y solicita la concesión debiendo señalar la ubicación especifica de la misma. Al momento de decidir si otorgar la concesión, la autoridad energética no tiene facultades para cuestionar la localización por razones ambientales o de impacto social ni proponer una ubicación alternativa.
La legislación urbanística –compuesta principalmente por la Ley General de Urbanismo y Construcciones, su reglamento la Ordenanza General de Urbanismo y Construcciones y los planes reguladores creados de conformidad con estas— tampoco establece mayores restricciones ni lineamientos respecto a la localización de las centrales en cuanto las mismas están admitidas en todo el territorio rural del país, sin que los instrumentos de planificación puedan regular su localización. Esto significa que el privado no tiene restricciones –desde la perspectiva urbanística— para elegir el lugar dónde desea localizar una central de energía en una zona rural. Si existen restricciones en zonas urbanas, en cuanto las centrales sólo pueden ubicarse en zonas que sean declaradas por el plan regulador respectivo como industriales o de infraestructura.
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Finalmente, el hecho de que un área sea declarada como protegida por sus características ambientales –como es el caso de parques y reservas nacionales— no prohíbe la localización de centrales eléctricas en dicho territorio, en cuanto, en la actualidad no existe claridad respecto a qué tipo de protección le otorga a un área una declaración de conservación. Lo anterior no es menor, considerando que hoy existen más de 31 categorías de protección que cubren aproximadamente un 20% del territorio continental e insular del país. La jurisprudencia administrativa y judicial ha sido ambivalente respecto a la ubicación de centrales en zonas protegidas, determinando en ciertas instancias que se pueden construir centrales en parques o reservas nacionales y en otras que no. Sin embargo, la primera interpretación ha sido la dominante en el último tiempo. Como consecuencia de lo anterior, no está prohibido que un privado construya una central de energía en una zona protegida siempre y cuando dicho proyecto sea evaluado por medio de un estudio de impacto ambiental y se adopten medidas para resguardar el objeto de protección del área en cuestión. En la práctica, hay dificultades para determinar dichas medidas ya que en muchos casos no existe claridad respecto a los objetivos específicos de protección que justificaron la creación de dicha área, no hay mayor información científica sobre lo que debe ser protegido ni planes de manejo en funcionamiento. Es más, en algunos casos la información respecto a las áreas de protección es tan precaria que ni siquiera se tiene claridad sobre los deslindes del área protegida.
Una vez que el privado decide localización de la central, ingresará el proyecto al sistema de evaluación de impacto ambiental. En dicho proceso, se analizará si el proyecto cumple con la normativa ambiental. Sin embargo, como se describió previamente, a nivel de decisión de localización prácticamente no existen normativas ambientales con las que deba cumplir el proyecto que puedan obligar al privado a modificar la ubicación elegida, sin perjuicio de los comentarios que pueda realizar la sociedad civil.
Líneas de transmisión
A diferencia de lo que sucede con las centrales de energía, el Estado chileno si tiene un rol planificador en materia de transmisión, pero sólo cuando se trata de la transmisión definida como troncal. En el caso de la transmisión adicional y la subtransmisión el Estado no ejerce un rol planificador.
En materia de transmisión troncal, la Ley General de Servicios Eléctricos establece que cada cuatro años la autoridad energética liderará un proceso para determinar qué ampliaciones y nuevas líneas deben construirse. Esto se hace por medio de un estudio de transmisión troncal. Luego –en forma anual— la autoridad evalúa la consistencia de las nuevas líneas y ampliaciones propuestas en el Estudio de Transmisión Troncal con las centrales que efectivamente están en desarrollo, las interconexiones y la evolución de la demanda y propone las obras que deben ser construidas dentro de los próximos 12 meses (plan de expansión). En resumen, cuando se trata de nuevas líneas, el Estado decide cuándo debe construirse una línea y desde qué punto a qué punto debe ir. Luego licita su construcción y operación y adjudica la licitación al privado que oferte el menor precio (remuneración anual). La empresa que se adjudica la licitación es la encargada de determinar el trazado especifico que seguirá la línea.
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La ley eléctrica no requiere que la empresa evalúe alternativas de trazados, que incorpore en dicha evaluación un análisis de los impactos ambientales y sociales de los diferentes trazados ni que permita la participación de las comunidades afectadas en la definición de las alternativas y selección del trazado. Aunque las empresas podrían realizar voluntariamente estas acciones, y muchas veces lo hacen, la legislación eléctrica las desincentiva a hacer esto en cuanto las mismas se adjudican la licitación por ofertar el menor precio. Por lo tanto, para ganar la licitación las empresas tienen el incentivo de elegir el trazado que sea el más económicamente eficiente, sin perjuicio de que el mismo eventualmente genere más impactos ambientales y/o sociales que otras alternativas. Una vez ofertado el precio y ganada la licitación, la empresa tampoco tiene incentivos para evaluar alternativas que podrían terminar siendo más costosas que la considerada al realizar la oferta, en cuanto eso significaría un menor retorno en su inversión que el presupuestado al momento de ofertar. Finalmente, el privado que se adjudica la licitación debe terminar la construcción de la línea dentro del plazo establecido por la autoridad de lo contrario podrá estar sujeto a multas. Dicho plazo no fue pensado para incluir análisis de alternativas, evaluación de impactos ambientales y sociales y procesos participativos los cuales llevan tiempo. Ante esto, el privado tiene un fuerte desincentivo a realizar estas actividades en cuanto las mismas pueden llevarlo a exceder el plazo fijado y a ser multado.
A diferencia de lo que sucede en transmisión troncal, el Estado no cumple ningún rol planificador en materia de subtransmisión y transmisión adicional. En esta, son los privados lo que deciden cuando realizar inversiones y los que definen los trazados, sin que exista en la regulación obligación alguna de analizar alternativas, incorporar criterios de impacto ambiental y social para diseñar y evaluar las alternativas y realizar procesos participativos para la evaluación y selección de la alternativa de trazado. Es más, el tema de localización y los impactos que esta puede producir es tan ajeno a la regulación eléctrica, que la misma ni siquiera obliga a los privados a coordinarse cuando es técnicamente posible que más de un privado utilice una misma línea. Como consecuencia de lo anterior, es posible encontrar casos de líneas paralelas que podrían haberse evitado de haber existido obligación de coordinación.
Al igual que en el caso de las centrales eléctricas, la construcción de líneas de transmisión no requiere de una concesión por parte de la autoridad energética. Sin perjuicio de esto, los desarrolladores de líneas podrán pedir una concesión. Este es un beneficio que le permite al privado obtener permisos para la realización de estudios en los terrenos por los que pasará la línea e imponer servidumbres forzosas sobre predios de privados de ser necesario. En el caso de solicitar una concesión, el privado elegirá la ubicación de la línea según sus criterios y deberá señalar el trazado especifico que tendrá la línea, indicando los caminos, calles y otros bienes de uso público que se ocuparán y las propiedades fiscales, municipales y particulares que se atravesarán. La autoridad energética no puede denegar la solicitud de concesión por razones de impacto ambiental o social ni proponer trazados alternativos. En consecuencia, la autoridad energética no tiene ningún rol en la determinación del trazado de las líneas de transmisión.
La legislación urbanística, por su parte, tampoco establece restricciones o lineamiento alguno para la localización de líneas de transmisión en el territorio, en cuanto la Ordenanza General de Urbanismo y Construcciones señala que las líneas se encuentran admitidas en todo
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el territorio nacional –urbano y rural— sin perjuicio de lo que establezcan los planes reguladores respectivos.
Finalmente, las líneas de transmisión pueden cruzar un área protegida siempre y cuando se lleve a cabo un estudio de impacto ambiental y se establezcan medidas para resguardar el objeto de protección del área en cuestión, lo que tiene una serie de dificultades practicas ya mencionadas a propósito de las centrales de energía.
Una vez que el privado decide el trazado de la línea, ingresará el proyecto al sistema de evaluación de impacto ambiental. En dicho proceso se analizará si el mismo cumple con la normativa ambiental. Al igual que en el caso de las centrales, a nivel de decisión de localización prácticamente no existen normativas ambientales con las que deba cumplir el proyecto que puedan obligar al privado a modificar el trazado elegido, sin perjuicio de los comentarios que pueda realizar la sociedad civil. Es más, como se señaló previamente, la legislación eléctrica desincentiva al privado a considerar criterios adicionales a los económicos en la definición de su trazado cuando se trata de líneas nuevas de transmisión troncal. Finalmente, el sistema de concesiones eléctricas desincentiva a los privados a estar dispuestos a modificar su trazado durante el proceso de evaluación ambiental aún cuando las observaciones de la sociedad civil así lo soliciten. Esto porque para ahorrar tiempo, actualmente se permite que la solicitud de concesión pueda tramitarse paralelamente con la evaluación ambiental. El proceso de tramitación de la concesión tiene por objeto principal establecer las servidumbre forzosas sobre los predios privados por los que pasa la línea y establece una serie de procedimientos de identificación de dichos predios, notificación de los propietarios etc. De esta manera, en el proceso de concesión el propietario del proyecto ya ha elegido un trazado y ha invertido recursos y tiempo en constituir servidumbres. Esto lo desincentiva a considerar modificar su trazado a petición de la sociedad civil en el contexto de la evaluación ambiental.
En conclusión, en Chile la legislación eléctrica, urbanística y de zonas de conservación no establece lineamientos y/o restricciones que, por un lado, puedan guiar a los privados en la selección de la localización de infraestructura energética y que, por otro, permitan compatibilizar la producción y transmisión de energía con los otros usos de los recursos naturales, tales como el uso para fines turísticos, comerciales, culturales, de conservación, etc.
Asimismo, en Chile, son los privados los que eligen la localización de infraestructura energética de acuerdo principalmente a criterios de factibilidad técnica y costos económicos. La regulación no les exige ni incentiva a considerar alternativas que no sólo consideren los costos económicos sino que también los impactos ambientales y sociales y que esas alternativas puedan ser discutidas con las potenciales comunidades impactadas y la sociedad civil en general.
Experiencia comparada
A continuación nos referiremos a tres casos de experiencias comparadas –Noruega, Australia y Alemania— que han sido exitosos en compatibilizar los diferentes usos de los recursos naturales así como también los intereses nacionales, regionales y locales con el desarrollo energético. Hay muchas diferencias institucionales y de contexto que evidentemente no
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aconsejan implementar estas medidas en Chile tal como se describen. Lo que se busca es ejemplificar políticas públicas que contienen elementos que han sido claves para permitir un desarrollo sustentable, a largo plazo, eficiente y con apoyo ciudadano de la infraestructura energética. Así, es de notar que todos los casos analizados han implementado políticas públicas que se basan en (i) la recolección y diseminación de información de alta calidad, (ii) en la participación activa de la sociedad civil en el proceso de toma de decisiones, con posibilidad real de afectar la decisión final, (iii) en un análisis integrado de diferentes alternativas, considerando no sólo criterios económicos sino que también ambientales y sociales; y (iv) en un rol estratégico del Estado como coordinador de estas actividades. Un mayor detalle de estos casos se encuentra en un anexo al final de este documento.
Noruega: Lineamientos para la localización de infraestructura
Como señalamos previamente, la legislación chilena no contiene mecanismos que permitan compatibilizar los diferentes usos de los recursos naturales ni otorguen mayores lineamientos a los privados respecto a dónde puede localizarse la infraestructura energética. En Noruega, la creación de un Plan Maestro para Recursos Hídricos (PMRH) y de un Plan de Protección de cursos de Agua (PPCA) ha logrado ambos objetivos con respecto al uso de los cursos de aguas y la construcción de centrales de energía, en cuanto dichos planes establecen qué proyectos hidroeléctricos pueden realizarse en determinados cursos de agua y en cuales cursos de agua no se puede desarrollar la hidroelectricidad dado que los mismos se encuentran reservados para otros usos, entre ellos el de conservación. Así, sólo se pueden solicitar autorizaciones para desarrollar proyectos hidroeléctricos en aquellos cursos de agua que lo permiten.
El PMRH –que fue creado en 1986, actualizado en 1988, 1993 y que se encuentra nuevamente en proceso de actualización— tiene por objeto catalogar y evaluar posibles proyectos hidroeléctricos y priorizarlos de acuerdo a criterios económicos, ambientales y sociales. Para estos efectos se analizaron 310 cursos de agua y 770 alternativas de proyectos hidroeléctricos.
La creación de este plan fue realizada en forma participativa. Un coordinador del plan en cada condado estuvo a cargo de preparar un informe sobre los cursos de agua en su condado para lo cual realizó un proceso de recolección de información y coordinó la participación, desde etapas tempranas, de las municipalidades, otras autoridades y organizaciones las cuales tuvieron la posibilidad de realizar observaciones a los diferentes estudios.
Para el desarrollo del primer PMRH, se tomaron en cuanta dieciséis usos para los cursos de agua, entre ellos hidroelectricidad, conservación, recreación, agua potable, agricultura, pesca, etc. Un grupo de expertos evaluó cada curso de agua a la luz de estos dieciséis criterios y realizó un estudio de impacto ambiental preliminar de cada potencial proyecto. Los proyectos fueron asignados un puntaje desde -‐4 cuando tenían un impacto muy negativo hasta +4 cuando tenían un impacto muy positivo. Luego de realizar ajustes atendiendo a consideraciones económicas, el tamaño del proyecto y los comentarios de los diferentes actores, los proyectos fueron divididos en tres categorías. En la primera se encontraban los proyectos más favorables
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desde el punto de vista económico y ambiental, en la segunda aquellos no considerados favorables pero que eventualmente podrían ser evaluados en un futuro y en la tercera categoría se enumeraron los cursos de agua considerados no apropiados para la hidroelectricidad. Actualmente, sólo los proyectos en la categoría uno pueden obtener una autorización; los de la dos pueden hacerlo si son modificados. Los proyectos hidroeléctricos de menos 10 MW están exceptuados del PMRH por lo que pueden proceder directamente al proceso de autorización.
El PPCA por su parte determina en qué cursos de agua no se podrá desarrollar la hidroelectricidad por razones ambientales. En dichos cursos de agua no se puede otorgar autorización para realizar proyectos hidroeléctricos.
Si bien el contexto Noruego difiere mucho del Chileno en cuanto la mayoría de los desarrolladores de proyectos hidroeléctricos son empresas del Estado, lo que le permitió a éste tener a su disposición 770 potenciales proyectos hidroeléctricos para evaluar, hay tres aspectos de esta política pública que pueden informar las políticas públicas chilenas. Primero, que haya sido el Estado el que haya tomado la iniciativa de levantar información de calidad para hacer un análisis integrado de los recursos a afectar –considerando los múltiples usos de estos— incluyendo por tanto no sólo criterios económicos, sino que también ambientales y sociales. Segundo, que tanto en el levantamiento de la información, como en el análisis de la misma se haya invitado a participar un amplio grupo de actores, incluyendo a autoridades de diferentes niveles de Gobierno –nacionales, regionales y locales— y a la sociedad civil. Y tercero, que este esfuerzo se haya plasmado en lineamientos concretos y vinculantes que guían la localización de la infraestructura energética.
Como se señaló previamente, en Chile existen extensas áreas declaradas protegidas, sin que exista información de calidad respecto a lo que se está protegiendo ni definiciones claras de qué nivel de protección se les desea otorgar. El Gobierno ha enviado un proyecto de ley al Congreso para la creación de un Servicio de Biodiversidad y Áreas protegidas y un Sistema de Áreas Protegidas. En el mismo se menciona que deberá realizarse un proceso de revisión de las áreas protegidas existentes con el objeto de ratificar o modificar su categoría de protección. La creación de este sistema y dicho proceso de revisión ofrece una oportunidad única, en cuanto por primera vez en Chile se tendrá la institucionalidad y los recursos que podrían permitir llevar a cabo un análisis integrado de los diferentes usos del territorio como el descrito en el caso de Noruega, a través procesos participativos y sobre la base de información de calidad que permitan no sólo mejorar la situación actual de las áreas de protección, sino que otorgar lineamientos para un desarrollo energético más sustentable que sean integrados a las normas legales existentes. Asimismo, el Ministerio de Energía ha declarado que llevará a cabo un mapeo de las principales cuencas del país que culminará en la definición de seis cuencas priorizadas para el desarrollo hidroeléctrico. Siguiendo las lecciones del proceso Noruego, es crucial que (i) en esta priorización se considere un análisis integrado de los diferentes usos posibles de las cuencas (y no sólo el hidroeléctrico), (ii) se levante y analice información de calidad en una forma participativa que involucre a la sociedad civil y a los diferentes niveles del Gobierno –central, regional y local—, (iii) se incluyan a estos mismos actores en la priorización que se realice, y (iv) que dichos procesos estén dirigidos a establecer lineamientos vinculantes que guíen el desarrollo energético. Lo anterior no implica que de un primer análisis de las
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cuencas deban salir lineamientos vinculantes, en cuanto puede ser necesario realizar más estudios, pero si es necesario que dichos procesos sean pensados para terminar en lineamientos vinculantes que se integren y coordinen con las normas legales existentes.
Australia y Alemania: Expansión del sistema de transmisión
La legislación chilena no contiene lineamiento alguno respecto a la localización de trazados para líneas de transmisión, permite la existencia de líneas paralelas innecesarias, incentiva a los privados a considerar principalmente criterios económicos al momento de definir el trazado de una línea y los desincentiva a realizar procesos participativos que le otorguen a los diferentes actores la posibilidad real de evaluar alternativas e influir en la selección del trazado de una línea.
El proceso de planificación y definición de localización líneas de transmisión del estado australiano de New South Wales (NSW) es reconocido por incorporar participación ciudadana y procesos transparentes. El Gobierno de NSW busca lograr apoyo del público a largo plazo y compatibilizar los intereses nacionales, regionales y locales en materia de desarrollo energético. El proceso de planificación es liderado por TransGrid, una empresa estatal dueña y operadora del sistema de transmisión de NSW. El mismo se inicia con un análisis de la necesidad de construir más infraestructura y de opciones –diferentes a la construcción de líneas— para suplir dicha necesidad. Una vez que TransGrid decide que es necesario construir una línea publica un borrador del “Informe de Selección de Opciones” (ISO) que contiene alternativas de trazados para las líneas y de localizaciones de subestaciones. Este borrador es sometido a un extenso proceso de consulta pública, incluyendo la creación de un Grupo de Trabajo de la Comunidad (ver cuadro) con el objeto de identificar el trazado que produce menos impactos ambientales, es el más socialmente aceptado y económicamente viable. Una vez elegido el trazado, TransGrid realiza más estudios ambientales y de ingeniería y realiza consultas a los potenciales propietarios de predios afectados para definir un trazado más preciso para determinar las servidumbres a constituir. Definido el trazado especifico se realiza un estudio de impacto ambiental detallado y luego de la aprobación del Ministerio de Planificación en Infraestructura, se dará inicio a la construcción de la línea.
En el caso de Alemania, los operadores del sistema de transmisión –cuatro empresas privadas supervigiladas por el regulador energético— lideran el proceso de planificación y definición del trazado de transmisión de las líneas, para lo cual también llevan a cabo un proceso participativo para la evaluación de alternativas de trazados de acuerdo a criterios económicos, ambientales y según los lineamientos establecidos en los planes de ordenamiento territorial.
Si bien el contexto Australiano y Alemán difiere mucho del Chileno en cuanto –en el caso Australiano por ejemplo— el proceso de planificación y expansión es liderado por TransGrid –una empresa del Estado— hay ciertos aspectos de las políticas públicas de estos países que pueden informar las políticas públicas chilenas. Primero, el Estado –o en el caso de Alemania empresas privadas supervigiladas por el Estado— tiene el rol de liderar el proceso de planificación y definición del trazado de la línea. Segundo, en ambos casos se realizan procesos
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participativos para incluir a la sociedad civil y a los diferentes niveles de Gobierno en la definición del trazado. Tercero, en ambos casos se evalúan varias alternativas de trazado; y cuarto, dichas alternativas se evalúan no sólo a la luz de criterios económicos y técnicos sino que también sociales; todos aspectos que debieran incorporarse a la legislación chilena. En el análisis de cómo incorporar estos aspectos a la legislación chilena, sin embargo, es necesario distinguir entre la transmisión troncal y la adicional y subtransmisión. Esto en cuanto en el primer caso, el Estado ya tiene un rol planificador. En los otros, el Estado no tiene ningún rol. Esto debe tomarse en cuenta para diseñar una política exitosa.
Participación ciudadana -‐ Australia
Para evaluar las alternativas de trazados de la línea contenidas en el borrador del ISO y elegir la alternativa que mejor compatibiliza los impactos ambientales, sociales y económicos, TransGrid lleva a cabo el siguiente proceso:
Consulta: Empleados de TransGrid tienen reuniones con los concejos municipales de cada municipio potencialmente afectado para discutir las opciones y los procesos de consulta a la comunidad que se llevarán a cabo. Asimismo, el borrador del ISO se pone a disposición del público en el sitio web de TransGrid, en las oficinas municipales y en copia física de ser solicitado. TransGrid notifica a la comunidad del borrador del ISO a través de cartas, anuncios en medios de comunicación y en su sitio web, solicitando que la comunidad realice observaciones al borrador y las alternativas descritas.
Grupo de Trabajo de la Comunidad: En forma paralela al proceso de consulta, TransGrid invitará a los miembros de la sociedad civil ubicados en el área del proyecto a ser parte del Grupo de Trabajo de la Comunidad (GTC). Los miembros del grupo –que forman parte de las siguientes categorías: residentes locales, representantes de las asociaciones de comerciantes, de la región, de ONG ambientales, grupos de interés y comunidades indígenas— serán elegidos por un consultor ambiental independiente que también servirá de facilitador de las reuniones del GTC. El GTC ayudará a TransGrid a evaluar las alternativas de trazado, recopilar información local y difundir información a otros actores relevantes y la comunidad en general. Aún cuando el GTC es un grupo influyente, éste es un grupo consultivo y la decisión final del trazado le corresponde a TransGrid.
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Conclusión
Actualmente el Gobierno está llevando a cabo conversaciones con la sociedad civil para determinar cómo mejorar la institucionalidad relativa a la localización de infraestructura energética, de manera que dicha infraestructura no sólo sea económicamente eficiente, sino que sea sustentable, produzca los menores impactos sociales posibles, compatibilice los intereses nacionales, regionales y locales y se encuentre socialmente aceptada.
El análisis de la experiencia comparada nos da elementos para detectar las mejoras que deben hacerse a nuestra institucionalidad. Para tener un desarrollo energético sustentable, es necesario crear lineamientos que guíen la localización de la infraestructura energética, de manera de compatibilizar los diferentes usos de los recursos naturales y los intereses nacionales, regionales y locales. La creación de estos lineamientos requiere el levantamiento de información de alta calidad y la validación de la misma con todos los actores involucrados. Es necesario asimismo incluir la obligación de evaluar alternativas de localización de acuerdo no sólo a criterios económicos, sino que también a criterios ambientales y sociales y permitir que las comunidades afectadas y la sociedad civil puedan colaborar –con la posibilidad real de influir en la decisión— en la evaluación de dichas alternativas y en la elección de la localización.
Hay una serie de aspectos cruciales a la localización de infraestructura energética que no han sido analizados en este documento, sin perjuicio de lo cual deben ser considerados detalladamente, como es el caso de la planificación territorial. Como señalamos, actualmente la legislación urbanística no establece lineamientos respecto a la localización de infraestructura energética. Sin embargo, en el Congreso Nacional se encuentra en discusión la creación de un Plan Regional de Ordenamiento Territorial (PROT). A diferencia de lo que sucede hoy, este no sólo regularía el territorio urbano, sino que también el territorio rural, y tendría una visión más integral de los recursos naturales al tomar en cuenta el territorio, borde costero y cuencas hidrográficas. Su elaboración estaría radicada en los Gobiernos Regionales. Si bien la creación de este plan puede ser una oportunidad para generar lineamientos que guíen la localización de infraestructura energética, también puede ser fruto de mayor confusión. Para evitar esto, es importante que el PROT se coordine con los diferentes mecanismos mencionados en este documento de manera de generar mayor certeza y aportar a un desarrollo más sustentable y socialmente aceptado.
Finalmente, para muchos la evaluación ambiental estratégica (EAE) es la forma de solucionar los problemas relativos a la localización de infraestructura energética en Chile, en cuanto de acuerdo a nuestra legislación, la misma debe ser aplicada a los planes reguladores del territorio de la legislación urbanística (y una vez que se apruebe, al PROT). Si bien esta herramienta podría ser de gran utilidad para integrar o equilibrar los diferentes usos de los recursos naturales y los diferentes niveles de Gobierno, hoy en día tal herramienta no tiene efectos sobre la localización de infraestructura energética, en cuanto los planes sometidos a la EAE no se refieren a este tema. Asimismo, el reglamento de la EAE que se encuentra en contraloría no requiere el análisis de alternativas, no otorga tiempo para la realización de estudios y limita la participación ciudadana al inicio del proceso y luego al final, una vez que el informe ya ha sido emitido. La EAE es usada internacionalmente para equilibrar el desarrollo energético, económico, territorial y de recursos naturales, pero debe mejorarse su
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reglamentación para que cumpla su finalidad y analizarse detalladamente a qué instrumentos debe aplicarse la EAE en Chile para lograr estos objetivos.
Como ha quedado demostrado, abordar el tema de la localización de infraestructura energética en Chile requiere mejorar una serie de procesos e instrumentos existentes y crear nuevos. Si bien no hay una sola política pública que pueda abarcar todas las dimensiones de este desafío, es necesario que las múltiples políticas compartan los mismos principios: se basen en un análisis integrado de los recursos naturales de acuerdo criterios ambientales, sociales y económicos; permitan la colaboración de la ciudadanía en las decisiones de localización; y lleguen a decisiones de localización sobre la base de la mejor información científica disponible, la cual debe encontrarse validada ante los diferentes actores.
REFERENCIAS
Comisión Nacional de Energía. La Regulación del Segmento de Transmisión en Chile, 2005.
Estudios de Medio Ambiente y Gestión S.A. Identificación de dificultades en la tramitación de permisos de proyectos del sector eléctrico, 2010.
FerradaNEhme. Análisis de la institucionalidad, la regulación y los sistemas de gestión y ordenamiento del territorio en Chile, 2011.
Martínez G., Daniela. Opposition to power plants in Chile. Tesis para la obtención del grado de master en derecho, Universidad de Harvard, 2012.
Praus, Sergio y otros. La Situación Jurídica de las actuales áreas protegidas de Chile. Proyecto GEF-‐PNUD-‐MMA “Creación de un sistema nacional integral de áreas protegidas para Chile, 2011.
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Anexo 1. Experiencia Internacional Caso: El Desarrollo Hidroeléctrico en Noruega El sector eléctrico noruego se basa predominantemente en la energía hidroeléctrica, la que representa un 99% de la generación eléctrica total del país. Dada la predominancia de la hidroelectricidad, el presente caso se concentra en la forma en que Noruega ha realizado la planificación de la hidroelectricidad. En particular, nos enfocamos en la intersección entre el desarrollo hidroeléctrico y la planificación de los recursos hídricos, y en cómo se integra a este proceso la participación de los actores relevantes. Breve reseña del desarrollo hidroeléctrico en Noruega La mayoría de los desarrolladores de hidroelectricidad en Noruega son empresas públicas. Statkraft, la mayor generadora eléctrica del país es estatal. La mayoría de las demás empresas de energía son de propiedad municipal o del condado, o una combinación de ello . En el pasado, empresas privadas también podía desarrollar proyectos hidroeléctricos sujetas a regulaciones adicionales, en particular respecto de la adquisición de aguas . Sin embargo, bajo una ley aprobada el 2009, en la actualidad sólo empresas estatales pueden adquirir concesiones para recursos hidroeléctricos. Cualquier eventual desarrollador de un proyecto debe postular para la obtención de una licencia ante la Dirección Noruega de Recursos Hídricos y Energéticos (NVE). La NVE coordina todo el proceso de licencias, con los siguientes papeles clave: determinar si se requiere un Estudio de Impacto Ambiental (EIA) para el proyecto; coordinar el proceso en caso de que se requiera dicho EIA; y hacer las recomendaciones finales al Ministerio del Petróleo y la Energía (MoPE) respecto de si el proyecto debiera ser aprobado. Finalmente, el MoPE presenta su decisión al Rey en Concejo, quien debe autorizar todas las decisiones gubernamentales relevantes.
El EIA en Noruega es un proceso rigoroso que requiere de un análisis económico, medioambiental, social y de consideraciones técnicas. El proceso también requiere de una vasta participación pública, la que comienza temprano en el proceso. La ciudadanía debe ser informada acerca de los planes de proyectos y sobre el programa de EIA propuesto, y puede hacer observaciones respecto del proyecto en sí (incluyendo posibles proyectos alternativos), así como también acerca de la magnitud del EIA propuesto. Los miembros de la ciudadanía están también invitados a participar en el desarrollo del EIA. Finalmente, se les invita a comentar el EIA definitivo. Todas las observaciones de la ciudadanía al EIA deben ser tomadas en cuenta en la decisión definitiva sobre aprobación del proyecto. El Plan Maestro para Recursos Hídricos Uno de los factores clave en las decisiones de licencia hidroeléctrica es el Plan Maestro para Recursos Hídricos. El Parlamento adoptó dicho Plan maestro por primera en 1986, y posteriormente lo actualizó en 1988 y 1993. Cubre 310 cursos de agua y 770 alternativas de proyectos hidroeléctricos . El objetivo del Plan es mapear y evaluar todos los posibles proyectos hidroeléctricos, y generar prioridades entre estos proyectos sobre la base de consideraciones económicas, medioambientales y sociales.
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El Plan maestro, además, “especifica cuáles cursos de agua debieran reservarse preferentemente para otros usos distintos del desarrollo de hidro-‐energía”. Un proyecto sólo podrá alcanzar la etapa mencionada de obtención de licencia luego de haber logrado la aprobación según el Plan Maestro para Recursos Hídricos.
Cuando el Plan maestro se desarrolló por primera vez, el gobierno noruego tomó en cuenta dieciséis “intereses de usuario,” que representaban una variedad de usos potenciales para el agua: hidroelectricidad, conservación, recreación al aire libre, fauna, pesca, suministro hídrico, protección contra la contaminación de aguas, preservación de antiguos monumentos, agricultura y silvicultura, crianza de ciervos, prevención de anegamientos y erosión, transporte, formación de hielos y temperatura de las aguas, clima, mapeo y datos, y economía regional . Grupos de expertos evaluaron cada uno de los cursos de agua y potenciales proyectos hídricos a la luz de estos dieciséis criterios, y llevaron a cabo una evaluación de impacto preliminar para cada uno de los potenciales proyectos. Los proyectos recibieron entonces una puntuación que iba desde el –4, que indica un impacto negativo muy serio hasta +4, que indica un impacto muy positivo . Tras realizar los ajustes para reflejar consideraciones económicas locales, el tamaño del proyecto, y los comentarios de los actores relevantes, se dividieron los proyectos en tres categorías: • Categoría 1 -‐ los proyectos más favorables desde la perspectiva económica y medioambiental; • Categoría 2 -‐ proyectos que no se consideraron favorables, pero que podrían ser desarrollados a futuro; y • Categoría 3 -‐ cursos de agua que no se consideraron apropiados para desarrollo.
Sólo los proyectos en categoría 1 pueden ser considerados para una licencia, si bien los proyectos en categoría 2 pueden trasladarse a categoría 1 si se hacen los ajustes adecuados. Los proyectos hidroeléctricos de menos de 10 MW de capacidad instalada están exentos del Plan maestro, de manera que éste pueda proceder directamente con los procesos de otorgamiento de licencia para estos proyectos de menor envergadura .
El desarrollo del Plan maestro incluía la participación de los actores relevantes. Según un informe de la OCDE, la participación se llevó a cabo de la siguiente forma: “Un coordinador de Plan maestro en cada condado era responsable de elaborar informes sobre los cursos de agua en su condado, y de distribuir los informes a los distintos actores involucrados para sus comentarios. También era responsable de coordinar el trabajo en el condado, la recolección de datos y el contacto con los municipios, diversos expertos y organizaciones.
Los municipios afectados se incluyeron en una etapa temprana, mediante reuniones específicas al tema y otros acuerdos. También se mantuvo informadas a organizaciones de intereses locales (ONGs) y a los desarrolladores de plantas hidroeléctricas relevantes. Se consideró particularmente importante asegurar que todas las partes afectadas tuvieran la oportunidad de leer los informes y emitir comentarios. En general, los temas citados por los actores involucrados concordaban con los análisis de impacto presentados en los informes respecto de cursos de agua individuales.”
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Cabe destacar que, según la NVE, el Plan maestro está siendo actualizado a fin de reflejar nuevas tecnologías y criterios de evaluación, entre otros cambios. Planes de Protección de Cursos de Agua Otra herramienta importante en el desarrollo de la hidroelectricidad en Noruega son los Planes de Protección de Cursos de Agua. Cuatro planes fueron aprobados en el Parlamento entre 1973 y 1993, con un suplemento en el 2005 . Establecen “instrucciones vinculantes a las autoridades para que no otorguen licencia para la normativa o desarrollo de ciertos cursos de agua para propósitos de generación hidroeléctrica” . En total, 388 cursos de agua, que representan un 40% de las áreas de captación de Noruega y un estimado de 50 TWh de potencial de generación eléctrica, han sido protegidos.
La aprobación de estos planes de protección estuvo motivada inicialmente por conflictos en torno al impacto medioambiental de proyectos hidroeléctricos. Como resultado, toman en cuenta principalmente consideraciones medioambientales. Su principal objetivo es “salvaguardar cuencas completas para mantener la diversidad medioambiental que va de las montañas a los fiordos” . Según el Ministerio del Petróleo y la Energía, “Al evaluar qué curso de agua proteger, se ha adscrito importancia a la preservación de una muestra representativa del sistema fluvial noruego. Cualquier característica distintiva y oportunidades de recreación al aire libre en o las cercanías de cursos de agua también son consideraciones de importancia”.
Cabe destacar que los planes de protección se aplican sólo a proyectos hidroeléctricos, lo que implica que las demás actividades de desarrollo pueden llevarse a cabo en cursos de agua protegidos. Además, los “micro-‐proyectos” hidroeléctricos (de menos de 1 MW) se permiten en algunos casos. Caso: Transmisión y Generación en Nueva Gales del Sur, Australia En Australia, cada estado y territorio es responsable de administrar su propio sector eléctrico. Australia, y particularmente el estado de Nueva Gales del Sur (NGS), son conocidos por incorporar revisión pública y una mayor responsabilidad y transparencia a la planificación energética. El gobierno busca el apoyo público para los planes de largo plazo, así como equilibrar los intereses nacionales, regionales y locales en planificación y desarrollo energético. Dado que los estados sirven como centro de la planificación eléctrica de Australia, este caso de estudio se enfoca en NGS, el estado australiano más poblado. La planificación y desarrollo de las líneas de transmisión ocurre mediante un proceso diferente del utilizado para planificar y localizar la infraestructura para generación eléctrica. Por tanto, este caso de estudio tratará primero el proceso para la planificación y localización de transmisión y luego el proceso para la planificación y localización de centrales de generación. Planificación de las líneas de transmisión y el rol de la participación pública Planificación de la transmisión a nivel nacional: El Operador del Mercado Energético Australiano (en adelante OMEA) administra el Mercado Eléctrico Nacional (en adelante MEN) , un mercado eléctrico y sistema de transmisión consistente en infraestructura propiedad del Estado y de particulares, incluyendo 40.000 kilómetros de líneas y cableados de transmisión, que atiende a 19
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millones de residentes en toda Australia. NGS y otros cuatro estados australianos participan en el MEN. Rigiéndose por procesos establecidos en la Ley y Normas Nacionales de Electricidad, el OMEA opera como una sociedad anónima, con participación dividida entre representantes de gobiernos y territorios federales y estaduales (60%) e industria (40%). Utilizando un proceso de participación ciudadana que solicita comentarios a la ciudadanía e incorpora en borradores la retroalimentación proporcionada por los actores relevantes, OMEA elabora informes anuales que pronostican la demanda de electricidad en diferentes regiones de Australia y destacan oportunidades de nueva generación y transmisión de electricidad para cubrir tal demanda. La industria, el gobierno y las ONG y el público en general, pueden proporcionar su opinión sobre la planificación energética de nivel nacional mediante el proceso de consulta del OMEA. Planificación de transmisión a nivel estadual en NGS: Bajo la ley de NGS, TransGrid, una sociedad de exclusiva propiedad del Estado que posee y opera la red de transmisión de NGS, administra la planificación eléctrica a nivel estadual. TransGrid planifica la red de transmisión de NGS a través del siguiente proceso: Informe Anual de Planificación de Transmisión (IAPT) Si bien las proyecciones del OMEA son adecuados para la toma de decisiones importantes de la red nacional, no son lo suficientemente detallados para permitir la toma de decisiones de la red en puntos de carga dentro de sub-‐regiones. = Así, en su rol de proveedor de red de transmisión y distribución para NGS, TransGrid debe llevar a cabo proyecciones suficientes como para permitirle solicitar a su directorio la aprobación de inversión en infraestructura. Mediante una relación de trabajo cercana con OMEA (incluyendo la representación como miembro de la OMEA), los planes estaduales de transmisión de TransGrid se basan en, y son consistentes con, la información de OMEA, los informes de planificación anual y los planes nacionales de electricidad. OMEA trabaja con TransGrid para proporcionar información para la elaboración de estas proyecciones más detalladas, las cuales son capturados en el Informe Anual de Planificación de Transmisión de TransGrid. TransGrid lleva a cabo una consulta pública para presentar el IAPT y solicitar comentarios al respecto. Identificación de necesidades En el IAPT, TransGrid analiza las proyecciones de la demanda futura de electricidad y el estado proyectado de las centrales eléctricas y líneas de transmisión existentes a fin de identificar futuras necesidades regionales de electricidad que no estén cubiertas. TransGrid verifica las proyecciones mediante la consulta con sus distribuidores y reguladores, expertos académicos y técnicos y gobiernos locales. Revisión de opciones para cubrir necesidades identificadas TransGrid lleva a cabo una revisión exhaustiva de las opciones para cubrir la necesidad de electricidad pronosticada. Las opciones pueden incluir (i) eficiencia energética para manejar la demanda; (ii) generación de electricidad local (TransGrid no es un proponente o constructor de centrales eléctricas, pero ayuda con la conexión de nuevas centrales eléctricas a sus redes); o (iii) construcción de nuevas líneas de
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transmisión. TransGrid solicita la opinión de los grandes usuarios, de los proveedores de servicios, y de otros expertos respecto de potenciales opciones fuera de la red (eficiencia o generación) y se comunica con comunidades locales que puedan ser impactadas por la infraestructura de transmisión.
TransGrid solicita propuestas y realiza análisis de inversiones sobre las opciones más viables e involucra a los usuarios finales y sus representantes en la decisión final de inversión. Cuando los estudios de TransGrid determinan que la red de energía de NGS necesita generación adicional de energía, puede realizar una licitación para que empresas privadas conecten nuevas centrales a la red (más sobre este tema en la sección siguiente).
Cuando los estudios de TransGrid determinan una necesidad de expansión de la transmisión, TransGrid publica un borrador de un “Informe de Selección de Opciones” e involucra a las comunidades impactadas para identificar el trazado preferido –desde la perspectiva medioambiental, socialmente más aceptable y económicamente viable – para la línea de transmisión propuesta. Borrador “Informe de Selección de Opciones” (ISO) para identificación de trazados de líneas El borrador de “Informe de Selección de Opciones” de TransGrid, identifica una serie de opciones de trazados de líneas y sitios de subestaciones para el proyecto propuesto. Mediante el proceso de revisión pública del borrador ISO, TransGrid lleva a cabo un profundo proceso de consulta con la comunidad, servicios gubernamentales y otras organizaciones relevantes para ayudar identificar un único trazados de líneas preferido a destacar en el ISO final. • Consulta: El personal de TransGrid se reúne con cada concejo local para proporcionar una actualización del desarrollo del proyecto y discutir los análisis de opciones de trazados de líneas y la consulta comunitaria que se llevará a cabo. El borrador de ISO se hace público, disponible en el sitio web de TransGrid, en las oficinas del concejo, y mediante copia en papel en caso de ser solicitada. TransGrid notifica a la comunidad del proceso de revisión del borrador de ISO e invita a la participación pública mediante el envío de cartas a los actores relevantes registrados y a todos los dueños de propiedades dentro de las opciones de trazados de líneas propuestas, emitiendo comunicados de prensa y actualizando su sitio web con información del proyecto. Durante la exhibición pública del borrador de ISO, los actores relevantes pueden presentar diversos temas, incluyendo: la selección de los trazados para corredores de líneas y servidumbres; impacto a herencia cultural; impacto de mantención; asuntos de tráfico y acceso; impacto de la construcción; impacto a cursos de agua; tipos de estructura; proceso de consulta con la comunidad; impacto al turismo; impacto a la flora y fauna; impacto visual a la belleza del paisaje; campos eléctricos y magnéticos; compensación por la propiedad [expropiaciones]; necesidad del proyecto; tiempos de ejecución y soluciones alternativas. • Grupo de Trabajo de la Comunidad: Durante el proceso de revisión del borrador de ISO, TransGrid emite un llamado para nominaciones de miembros del público dentro del área de estudio amplia del proyecto para desempeñarse en el Grupo de Trabajo de la Comunidad (GTC).GTC Los integrantes del GTC – que son residentes locales,
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representantes comerciales o de negocios de la comunidad a nivel regional y miembros de organizaciones medioambientales, grupos de interés comunitario y grupos de representación indígena – son seleccionados por un consultor medioambiental independiente quien facilita las reuniones del GTC, las cuales son llevadas a cabo conjuntamente con la revisión del borrador de ISO. EL GTC ayuda a TransGrid a evaluar las opciones de corredores de líneas; recaba información y la distribuye a los actores relevantes y a la comunidad en general; y trabaja con TransGrid para identificar los asuntos claves en materia medioambiental, social y cultural asociada con cada opción de corredores de líneas. El GTC reúne información local adicional desde comunidades a lo largo del área de estudios amplios y comparte esta información con TransGrid para que sea considerada conjuntamente con todas las presentaciones públicas y luego incorporada dentro del ISO actualizado. Mientras que el consejo de GTC puede influenciar la decisión de la ruta preferida para la línea de transmisión propuesta, el CGW es un grupo consultivo y TransGrid retiene las facultades de tomas de decisión. Informe Final de Selección de Opciones Los comentarios y aportes de ideas del público durante la exhibición del borrador de ISO juegan un papel importante en la selección y refinamiento de un corredor de líneas preferido por TransGrid. Destacado en la versión final del ISO, el corredor de líneas preferido será la opción que mejor logre equilibrar impactos medioambientales, sociales y económicos. Identificación de la ruta de la servidumbre de construcción Basándose en el ISO final, TransGrid realiza estudios medioambientales y de ingeniería adicionales y consulta con dueños de las tierras potencialmente afectados para definir una ruta más precisa para servidumbres de construcción de 60 metros de ancho que maximicen la distancia entre los residentes y la servidumbre y eviten o minimicen impactos donde es posible hacerlo. La ruta de servidumbre y los sitios de subestación son desarrollados mediante identificación gradual de limitaciones más detalladas, incluyendo revisión de la información de limitaciones de propiedad detallada en presentaciones públicas. Limitaciones específicas consideradas en más detalle incluyen: localización de estructuras existentes, tales como casas y pistas de aterrizaje; impactos a sitios de herencia cultural; ubicación de vegetación vecina y hábitat de la vida salvaje; ubicación de infraestructura y servicios existentes; y belleza del paisaje desde áreas de turismo, tales como miradores de paisaje. • Consulta: La consulta pública en esta fase se enfoca en involucrar directamente a los dueños de la propiedad afectados para que identifiquen materias específicas de la propiedad relacionadas con el diseño de alineamiento preciso de la línea de transmisión. Además de dirigir las discusiones directas con los dueños de la propiedad, TransGrid realiza una serie de sesiones de información para la comunidad en ubicaciones a lo largo de los corredores de líneas. Declaración de Impacto Ambiental (DIA)
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Estudios detallados son llevados a cabo a lo largo de la servidumbre propuesta para evaluar el impacto medioambiental de la línea de transmisión. Los costos medioambientales y sociales del proyecto, los cuales fueron primeramente considerados durante la identificación de las alternativas de corredor de líneas y la selección de la alternativa preferida, son adicionalmente considerados en una DIA detallada. La DIA también incluye una fase de consulta pública con la exhibición del DIA y sesiones de información a la comunidad. El proyecto es entonces evaluado y aprobado por el Ministerio de Planificación e Infraestructura. Una vez que el proyecto es aprobado, TransGrid inicia la construcción de la línea de transmisión. Planificación de Centrales Eléctricas El gobierno de NGS es dueño de aproximadamente el 85% de la capacidad de generación eléctrica del estado y actualmente se encuentra aceptando propuestas para la venta de algunas centrales eléctricas de propiedad del estado. Nuevas centrales eléctricas, incluyendo la localización de su ubicación, pueden ser propuestas por empresas públicas o privadas en respuesta al OMEA y las proyecciones de electricidad de TransGrid y la identificación de necesidades (las cuales son desarrolladas mediante un proceso de consulta pública, según se discutió anteriormente). TransGrid puede emitir Bases para la Licitación para nueva generación de electricidad, y en ciertos momentos las Bases para la Licitación pueden contener criterios en relación al área general en la cual la central eléctrica debería estar localizada, con la finalidad de conectarse a la red. La ubicación propuesta para las centrales eléctricas debe además cumplir con múltiples niveles de coordinación de políticas de planificación (cada uno desarrollado con consulta pública):
Las Políticas de Planificación de NGS son realizadas por el Gobernador sobre la base de la recomendación del Ministerio de Planificación de NGS, y son exhibidas en borrador para el comentario del público antes de que sean consagradas en un documento legal. Estas políticas proporcionan el marco legal de la política a nivel estatal bajo las cuales todos los otros instrumentos de planificación operan. Las Políticas de Planificación de NGS no contienen ningún control vinculante para el desarrollo de infraestructura y son implementadas mediante controles de desarrollo contenidos en Instrumentos de Planificación Territorial Locales. Cuando un instrumento de planificación territorial local contiene controles que son inconsistentes con una Política de Planificación de NGS, un solicitante de una autorización para realizar un proyecto puede obtener un Certificado de Compatibilidad Estratégica por parte del Director General que invalida la disposición inconsistente.
Los Planes de Crecimiento Regional proporcionan la directriz principal de cómo el Gobierno espera que una región en particular crezca en un período de 20 años. No son instrumentos legalmente vinculantes, pero informan la creación de Planes de Concreción Subregionales e Instrumentos de Planificación Territorial Locales.
Los Planes de Concreción Subregionales son el mecanismo principal mediante el cual se logran los objetivos y prioridades definidas en los Planes de Crecimiento Regional. Contienen detalles más específicos de como los objetivos identificados en los Planes de Crecimiento Regional deben ser implementados, e identifican la infraestructura que se requiere para apoyar los planes. Adicionalmente los Planes de Concreción Subregionales identifican áreas claves. Si un proyecto propuesto cumple
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con los controles de desarrollo específicos contenidos dentro de un Plan de Concreción Subregional, la autoridad no podrá rechazarlo.
Los Instrumentos de Planificación Territorial Locales contienen controles de desarrollo (zonificación de planificación territorial) y un plan estratégico detallado para el área. Los Instrumentos Locales zonifican el territorio de acuerdo a la función principal concebida de un área y muestran áreas visualmente utilizando mapas a los cuales se puede acceder electrónicamente. La zonificación de áreas se realiza mediante un análisis de información y tiene un contenido estratégico. Los requisitos de los organismos gubernamentales de nivel superior están integrados en los Instrumentos de Planificación Territorial, lo que elimina la necesidad de una autoridad de buscar aprobación de otra entidad gubernamental cuando se determina una solicitud de desarrollo.
Las solicitudes específicas de localización que cumplan con los instrumentos de planificación territorial mencionados anteriormente pasan por un proceso de evaluación que es tanto transparente como público, con un proceso de evaluación medioambiental exhaustivo que es el mismo como lo sería para cualquier otro proyecto de importancia. Para proyectos de desarrollo eólico, el solicitante debe establecer un comité de consulta de la comunidad, compuesto por un presidente independiente (un facilitador); cinco a siete representantes de la comunidad local y otros actores relevantes; un representante del concejo local; y dos o tres representantes del oferente, incluyendo la persona quien es directamente responsable por la administración medioambiental de la instalación propuesta. El objetivo de un comité de consulta de la comunidad es dar un foro para la discusión abierta entre los representantes del oferente, la comunidad, el concejo y otros actores relevantes en materias directamente relacionadas con la evaluación de la instalación, y si es aprobada, su desempeño medioambiental y relaciones con la comunidad, y para mantener a la comunidad informada sobre estas materias. Caso: La rápida expansión de Redes en Alemania Con un alto nivel de transparencia y participación de actores relevantes, más la meta de una rápida expansión en la transmisión, Alemania es considerada un modelo de planificación de redes de transmisión. La planificación de redes en Alemania experimentó una reforma el 2011, vía la Ley de Aceleración de la Expansión de Red (en adelante NABEG por su sigla en alemán) y la Ley de Energía (en adelante EnWG, por su sigla en alemán). Reconociendo que el retiro pausado de la energía nuclear y la transición hacia energías renovables necesitaría una transformación y expansión de la red eléctrica, las autoridades enfatizaron la necesidad de acelerar el proceso de expansión de la transmisión. Conscientes de que las nuevas líneas de transmisión podrían conllevar oposición pública, perfeccionaron la participación ciudadana temprana en la expansión de la transmisión.
El Alemania, la red de transmisión de energía eléctrica pertenece a y es operada por cuatro empresas privadas que cumplen el rol de Operadores del Sistema de Transmisión (en adelante OST). Cada una de las empresas opera en un área geográfica específica y es responsable de proponer y construir nuevas líneas de transmisión. Todos los OSTs alemanes son fiscalizados por el Regulador de Electricidad Nacional (en adelante REN), el que debe aprobar cualquier proyecto de extensión de
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transmisión antes de que éste pueda concretarse. El REN cuenta con un sitio web exhaustivo y fácil de usar en el que publica todos los comentarios ciudadanos, documentos, datos, estudios y análisis asociados a la planificación de transmisión, para un acceso fácil del público a los mismos. El desarrollo de líneas de transmisión opera conforme a las siguientes etapas, algunas de los cuales tienen plazos fijos en un esfuerzo por asegurar una adecuada participación ciudadana y al mismo tiempo permitir el avance del proceso: Establecimiento de requerimientos nacionales de transmisión de largo plazo Antes de planificar cualquier nueva línea de transmisión, los OSTs alemanes deben establecer que existe necesidad para una expansión de la transmisión, e identificar opciones para satisfacer tal necesidad. Ello se realiza mediante un estricto proceso participativo que consiste en tres fases: Primero, la creación de un Marco de Escenarios, luego la creación del Plan Nacional de Desarrollo de Redes, el que es utilizado para establecer el Plan Federal de Requerimientos. Marco de Escenarios: Los cuatro OSTs elaboran conjuntamente un Marco de Escenarios anual, que delinea tres escenarios nacionales futuros para la energía, de 10 a 20 años, sobre la base de la capacidad proyectada de generación eléctrica de las centrales en Alemania. El REN realiza una consulta pública durante seis semanas previo a la aprobación del marco de escenarios. Plan Nacional de Desarrollo de Redes (PNDR): Establecido el Marco de Escenarios, los OSTs elaboran un Plan Nacional de Desarrollo de Redes sobre la base de las estimaciones de electricidad incluidas en dicho marco, y realiza una consulta pública obligatoria respecto de este primer borrador. En el PNDR los OSTs identifican que áreas de la red eléctrica están sobrecargadas y desarrollan medidas para hacer frente a estas y otras deficiencias. Las medidas propuestas podrían incluir reforzar las líneas de transmisión existentes o construir una nueva línea de transmisión. Al PNDR se adjunta un informe que explica la metodología y resultados generales, incluyendo mapas con información sobre dónde deben modernizarse las líneas de transmisión existentes y dónde deben construirse nuevas líneas de transmisión, más un anexo detallando más información para cada uno de los proyectos de desarrollo de transmisión previsto. Los OSTs ponen este borrador a disposición del público en internet y realizan una consulta pública sobre el mismo. Los comentarios recibidos se usan entonces para compilar una segunda versión del borrador, la que incluye una exhaustiva justificación de cómo se tomaron en cuenta en el desarrollo del mismo las respuestas del público al primer borrador. El OST envía el segundo borrador al REN para revisión y aprobación. El REN lleva a cabo una evaluación ambiental estratégica al borrador del PNDR y prepara un informe ambiental, que se presenta en una segunda ronda de consulta pública, esta vez realizada por el REN. Tras ocho semanas de consulta pública, el REN puede volver a modificar el plan elaborado por los OSTs sobre la base de las propuestas de los actores relevantes antes de aprobarlo. Plan Federal de Requerimientos: El Ministerio Federal de Economía utiliza el PNDR para elaborar el proyecto de ley llamado Plan Federal de Requerimientos, que establece la necesidad federal de líneas de transmisión nuevas y existentes para la siguiente
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década. Este proyecto de ley, que se vota en el Parlamento, es redactado nuevamente como mínimo cada tres años y sirve de base para los procedimientos de otorgamiento de permisos de los proyectos de expansión de la transmisión. El actual Plan Federal de Requerimientos Alemán contiene 36 proyectos de línea de transmisión que se estipula son necesarios y urgentes, con un efecto vinculante para los operadores de transmisión y las autoridades de planificación. Si bien el Plan de Requerimientos establece legalmente la necesidad de dichos proyectos, los trazados precisos de las líneas de transmisión se determinarán mediante el proceso de planificación y otorgamiento de permisos que se describe a continuación. El proyecto de ley establece que el Tribunal Administrativo Federal es la única instancia legal que podrá dirimir disputas legales respecto de los 36 proyectos urgentes de línea de transmisión. Planificación territorial para los trazados de las líneas de transmisión Con la necesidad de nuevas líneas de transmisión establecida mediante el Plan Federal de Requerimientos, los OSTs pueden iniciar el proceso participativo de selección de los trazados propuestos como corredores de transmisión.
La planificación territorial alemana se coordina por medio de múltiples niveles gubernamentales. En vez de emitir un conjunto de reglas específicas, el gobierno federal delinea conceptos y principios amplios para la planificación territorial y dichos conceptos se promulgan a su vez mediante instrumentos de planificación territorial coordinados en los niveles nacional, regional y municipal. Por ejemplo, las directrices de planificación territorial federales establecen metas tales como equidad social (acceso a infraestructura, servicios y oportunidades equivalentes para cada individuo) y desarrollo sustentable, lo que debe ser abordado por los niveles de planificación inferiores. Cada estado puede determinar áreas específicas en las que ciertas metas tengan prioridad –tales como conservación natural y paisajística, recreación local o protección de la agricultura y los recursos naturales -‐ y todos los planes de desarrollo, incluyendo líneas de transmisión y plantas generadoras, deberán cumplir con las prioridades designadas a nivel estadual para el área propuesta.
Con las directrices de planificación territorial federales y estaduales en mente, los gobiernos estaduales correspondientes, el REN, y los OSTs se coordinan informalmente mientras el OST prepara una solicitud para un corredor de transmisión de entre 500 y 1000m de ancho que solamente debe adherir a las directrices de planificación territoriales federales y a las prioridades estaduales. El OST presenta entonces al REN una propuesta que indica el trazados preferente y posibles alternativas al mismo, y explica las diferencias entre estas opciones en consideración a los efectos medioambientales y la planificación territorial. Tras recibir la postulación, el REN organiza una reunión pública -‐ publicitada en la internet y en los periódicos-‐ para evaluar y recibir la opinión respecto de la postulación y la evaluación ambiental estratégica que se realiza a estas alternativas.
Sobre la base de los resultados de dicha reunión, el REN especifica qué documentación adicional deben presentar los OSTs antes de que la solicitud pueda considerarse como definitiva. Una vez que se han entregado todos los documentos, el REN lleva a cabo una consulta pública durante dos meses respecto de la solicitud final, mediante consulta escrita y audiencias públicas. El REN debe emitir una decisión final dentro de los 6 meses siguientes a la presentación de la solicitud por parte del OST.
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Otorgamiento de Permisos: Trazado definitivo Una vez que el REN aprueba un único trazado de transmisión de entre 500m y 1000m de ancho, el OST debe presentar una solicitud al REN definiendo el trazado exacto que tomará la línea de transmisión al interior del corredor. Dicha solicitud debe contener información acerca de posibles alternativas y explicar las diferencias entre estas opciones respecto de sus efectos ambientales. Nuevamente, el regulador sostiene una reunión pública para determinar qué estudios y otros documentos debe presentar el OST para poder finalizar la solicitud, y para analizar la evaluación de impacto ambiental (que se refiere sólo a temas no tratados en la anterior evaluación ambiental estratégica). El OST presenta entonces una solicitud final con los documentos requeridos. Todos los documentos correspondientes se publican en el sitio web del REN. El REN inicia una consulta de 6 semanas, mediante procedimiento escrito y audiencias, con autoridades públicas, asociaciones y la población directamente afectada por el proyecto, antes de emitir una decisión final sobre la solicitud. Si se otorga la aprobación, el OST puede comenzar la construcción de la nueva línea de transmisión.
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Anexo 2
Recomendaciones para mejorar la localización de
infraestructura energética en Chile Agosto de 2014
Introducción La capacidad de generación eléctrica se cuadruplicó en Chile entre 1990 y 2010, y bajo cualquier escenario futuro – incluyendo escenarios que promuevan iniciativas agresivas de eficiencia energética– Chile necesitará construir nueva infraestructura energética para sostener una economía en crecimiento.
La experiencia de los últimos años indica que localizar esta infraestructura será un gran desafío. La mayor parte de los proyectos energéticos en los últimos cinco años han enfrentado activas protestas por parte de los ciudadanos y cuestionamientos legales. Esta nueva realidad refleja una ciudadanía y un sistema judicial más activos.
Las recomendaciones de este documento nacen de un grupo multidisciplinario de expertos con interés en mejorar las políticas y prácticas relacionadas con la localización de infraestructura energética en Chile. Las mismas consisten en propuestas iniciales de acciones de corto y mediano plazo, e identifican áreas en las cuáles se requiere mayor investigación.
Esta iniciativa fue financiada con fondos del MIT Sloan Latin America Office Advisory Council, el programa Colaboradores para el Impacto de las Ciencias (Science Impact Collaborative) de MIT, y el Programa de Negociación de la Facultad de Derecho de Harvard. Se espera que la misma sea de utilidad para la administración y otros actores. Tres pilares para mejorar la localización: El grupo identificó 3 “pilares” para mejorar la localización de infraestructura energética: • Política energética nacional – el país necesita una política nacional que ayude a guiar decisiones sobre la energía y su localización. El Estado debiera generar una visión clara respecto al sector energético, incluyendo prioridades, proyecciones y lineamientos para distribuir los costos y beneficios de la infraestructura energética entre los diferentes actores. • Ordenamiento territorial – Chile necesita marcos de ordenamiento territorial que puedan fundamentar y legitimar decisiones acerca de la localización de infraestructura energética. Específicamente, un ordenamiento territorial más integral, coherente, participativo y vinculante podría ayudar a clarificar donde se puede -‐ y no se puede -‐ instalar distintos tipos de proyectos energéticos, en función de distintos escenarios, alternativas y visiones locales. • La relación entre empresas y comunidades -‐ los proyectos individuales generan problemas entre empresas, comunidades y otros actores, generalmente en conexión con sus distintos intereses, prioridades y percepciones de cómo los costos y beneficios de estos proyectos debiesen ser distribuidos. Abordar estas diferencias implica abrir
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espacios para una participación ciudadana más robusta durante etapas tempranas del desarrollo de proyectos. La decisión de no localizar un proyecto en una determinada ubicación debe ser visto como un resultado legítimo y válido de la participación ciudadana.
Mejorar la localización de infraestructura energética requiere abordar los tres pilares en su conjunto, ya que cada uno representa una faceta fundamental del desafío que enfrenta este sector. Los tres pilares también debieran ir de la mano de una mejora en los estándares ambientales y de un aumento en la capacidad del Estado de responder a las preocupaciones levantadas por las comunidades y otros actores. Un aumento en la participación que no vaya acompañada con un aumento en la capacidad del Estado de responder y gestionar dichas demandas tiene el potencial de crear más conflictos.
El grupo de expertos en Chile decidió enfocar su trabajo y recomendaciones en el ordenamiento territorial, entendido este como el manejo no sólo del uso de suelo y de los recursos hídricos, sino también del mar y otros recursos naturales.
Diagnostico de la planificación que existe hoy La planificación territorial actualmente tiene fallas sustanciales: • No es integral ni coherente. Los instrumentos que existen son múltiples y tienden a enfocarse en sectores específicos sin que haya coherencia ni coordinación entre los análisis y definiciones de cada instrumento sectorial. A modo de ejemplo, podemos mencionar los siguientes instrumentos sectoriales existentes que tienen influencia en materias de planificación territorial: planes indicativos y vinculantes de la Legislación Urbanística; Estrategias de Desarrollo Regional; regulaciones que permiten la creación de zonas protegidas, evaluación ambiental estratégica, entre otros. Es necesario tender a un análisis integral del territorio (entendido no sólo como suelo
Política Energética Nacional
• Estado con visión, prioridades y estrategia
• Distribución de beneficios, costos
Ordenamiento Territorial
• Más participativo • Integral • Más coherente • Más vinculante
Relación Empresa-‐Comunidad
• Participación temprana, real
• Distribución de beneficios y costos
Mejor Institucionalidad
Enfoque de este grupo
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sino que en el sentido amplio de recursos y sistemas naturales), mejorando la coordinación y coherencia entre los diferentes instrumentos sectoriales. • No genera consenso social. La participación ciudadana en la elaboración de los actuales instrumentos es débil o inexistente, y por lo tanto no asegura que dichos instrumentos sean compatibles con las visiones locales y nacionales sobre el territorio y los recursos naturales. Lo anterior resulta en instrumentos que no cuentan con legitimidad y consenso social. • No es vinculante. La mayoría de los instrumentos existentes son indicativos no vinculantes, por lo que no son capaces de guiar el desarrollo energético en un determinado territorio. Lo anterior es particularmente evidente en el caso de las zonas rurales, donde muchas veces se localiza infraestructura energética. Esta situación por un lado, genera falsas expectativas en los actores que participan en la creación de los instrumentos indicativos, provocando frustración cuando los lineamientos establecidos en ellos no son aplicados como corresponde en casos concretos y por el otro, genera incertidumbre respecto a cuáles lineamientos deben aplicarse a un territorio. • Hay insuficiente información. Se requiere información de alta calidad, integral (por ejemplo, líneas bases actualizadas) y legitimada por los diferentes actores relevantes para lograr una planificación eficaz. Sin embargo, mucha información no está disponible, existe de manera dispersa y en el caso que exista, no es aceptada como verídica por todos los actores relevantes. Lo anterior dificulta la toma de decisiones sensatas y legitimadas sobre la base de la mejor información existente. Dadas estas debilidades, el desafío principal es generar una planificación respecto al sector energético que sea más participativa, legitimada, refleje las visiones locales y nacionales, que se base en la mejor información existente, que tenga influencia en las decisiones de localización de proyectos energéticos concretos y que sea coherente con las prioridades y objetivos de otros sectores. Mejorar la planificación en este sentido permitiría resolver muchos de los conflictos que surgen actualmente respecto a proyectos individuales. Recomendaciones para el corto plazo El Ministerio de Energía anunció su intención de desarrollar Planes Regionales de Energía. En el contexto de este anuncio, el grupo ofrece las siguientes recomendaciones para el corto plazo: El Ministerio debiera (1) clarificar cuáles serán los objetivos de estos planes regionales, (2) demostrar como tendrán incidencia en la toma de decisiones del ministerio, de otros organismos estatales y de los privados, para darles un carácter más vinculante, (3) clarificar cómo se coordinarán con los otros instrumentos que afectan a la planificación territorial, y (4) diseñar un proceso participativo para la creación de los planes regionales. • Objetivo de los planes: levantar el potencial energético y priorizar. A juicio de este grupo los planes regionales debieran tener por objetivo: (1) levantar el potencial energético que tiene cada región; y (2) a partir de ese análisis, priorizar diferentes
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tecnologías, tomando en consideración las preferencias de la ciudadanía sobre el uso del territorio y las necesidades regionales y nacionales e incentivando, en la medida posible, la producción de energía más limpia. • Carácter vinculante y coordinación con instrumentos de planificación territorial: La experiencia nacional ha demostrado que los instrumentos de carácter indicativo no han sido efectivos para guiar la planificación territorial y han producido incertidumbre al momento de definir si un proyecto energético puede o no localizarse en un territorio determinado. Por lo anterior, a juicio de este grupo los planes energéticos regionales debieran tener carácter vinculante. Asimismo el Gobierno debiera establecer de qué manera dichos planes se coordinarán con los instrumentos existentes, particularmente con los planes intercomunales y comunales establecidos en la Legislación Urbanística, las actuales definiciones de zonas protegidas, las Estrategias de Desarrollo Regional y/o los Planes Regionales de Ordenamiento Territorial (PROT), entre otros. • Implementar un nuevo tipo de participación ciudadana en cada región. Frente el desafío de la poca legitimidad social en el tema energético, el ministerio debiera implementar un nuevo tipo de participación ciudadana en materia de planificación. En la práctica, este nuevo tipo de participación implica: 1. Formar un grupo compuesto de actores claves de distintos sectores sociales que tenga un rol en diseñar y guiar el proceso, generando la sensación de co-‐creación del plan. 2. Utilizar procesos participativos para generar información técnica (como joint fact finding – una búsqueda en conjunto de información técnica o científica guiada por los mismos actores). Estos procesos debieran asegurar que el Estado juegue un rol más activo en el levantamiento de información clave socio-‐ecológica, ayudando a priorizar la información necesaria y a asegurar que dicha información sea validada por el sector académico y la ciudadanía, en vez de que esta sea generada unilateralmente por el sector privado, como sucede actualmente. 3. Realizar reuniones estructuradas públicas para educar a la ciudadanía sobre alternativas y para levantar prioridades en base a esas alternativas. Además, el proceso deberá incluir a todos los organismos de la administración que tengan competencia en materias de planificación territorial, tales como el Ministerio de Vivienda, Bienes Nacionales, SUBDERE, Conaf, Ministerio de Medio Ambiente, Municipalidades, entre otros. El Estado debiera ser un participante activo en el proceso, y debiera tomar responsabilidad para asegurar que las perspectivas expresadas a través de la participación ciudadana sean debidamente acogidas. Esta nueva visión para la participación ciudadana busca:
• generar información mejor y más legitimada para fundamentar decisiones; • transparentar las distintas visiones locales acerca del potencial energético
regional y cómo (o si) aprovecharlo; y • generar y adoptar un plan que tenga alto grado de respaldo entre los actores
locales; y
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• permitir la coordinación desde el principio del Ministerio de Energía con otros organismos estatales relevantes
• Trabajar con alternativas. Es importante generar y analizar alternativas ante de tomar decisiones, en vez de trabajar sobre un solo plan. Por lo tanto, todo proceso de creación de planes, debiera plantear múltiples opciones viables, debatirlas, evaluar cuál tiene más apoyo y finalmente elegir una. Lo anterior ayudaría a aumentar la legitimidad de la decisión final. Idealmente el proceso de evaluar alternativas e implementar la alternativa seleccionada, debiera incorporar los principios de “gestión adaptativa” un método que ayudaría a asegurar que los planes tengan la flexibilidad necesaria para adaptarse a cambios y escenarios nuevos. El Ministerio de Energía anunció asimismo su intención de probar el proceso de elaboración de planes energéticos en algunas regiones como pilotos. El grupo de expertos apoya esta iniciativa en cuanto estima que de esta manera se podrían concretar y probar las ideas expresadas y generar lecciones importantes para legislar / reglamentar el proceso. Como una opción, se propone que la Región del Bío Bío sea una de las regiones piloto. Se eligió esta región dado que tiene un gran potencial energético (en potenciales MW adicionales), posee buena información, en la misma se han manifestado fuertemente los conflictos relativos a la localización de infraestructura energética y en el año 2015 la región va a realizar su nueva Estrategia de Desarrollo Regional, por lo que el tema energético va a ser nuevamente discutido. Recomendaciones para el mediano plazo Mejorar la localización de infraestructura energética implica tomar acciones para institucionalizar estos procesos en el mediano y largo plazo. En el ámbito del ordenamiento territorial, se necesitará pasar de un enfoque de desarrollo de planes sectoriales a la elaboración de planes integrales que involucren a todos los sectores relevantes. En este contexto, ofrecemos las siguientes recomendaciones para el mediano plazo: • Mejorar el proyecto de ley del PROT. Hay que retomar el debate sobre el Plan Regional de Ordenamiento Territorial (PROT), ya que éste es un instrumento que se podría utilizar para lograr un ordenamiento territorial más integral y coherente. Para lo anterior, el PROT tendría que convertirse en un “paraguas” para todos los planes sectoriales y regionales que actualmente influyen sobre la planificación territorial. Tendría que ser un plan vinculante y elaborado con una participación ciudadana significativa. El proyecto de ley no debe ser genérico, ni dejar todo al reglamento. En particular, recomendamos asegurar que el proyecto de ley sobre el PROT estipule claramente:
1. Cuáles materias afecta. Se debe indicar a cuáles ámbitos y sectores se aplica el PROT. Estos debieran incluir la infraestructura energética, además de otros sectores relevantes (medio ambiente, urbanismo y vivienda, etc.). La meta es utilizar el PROT como herramienta para promover coordinación y coherencia entre los distintos sectores y materias que afectan el ordenamiento territorial.
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2. De qué manera se coordina con los instrumentos existentes: El PROT debiera clarificar como se coordinará con los instrumentos existentes tales como los planes de la Legislación Urbanística, el futuro plan regional de energía, las definiciones de zonas protegidas, áreas de desarrollo indígena, etc.
3. Quién toma las decisiones y cuál es el proceso participativo. Es imprescindible establecer un proceso legítimo y transparente para tomar decisiones sobre estos planes. Este proceso necesita incluir un proceso participativo robusto que ayude a asegurar que las visiones locales de la región sean reflejadas dentro del plan y que al mismo tiempo asegure que las decisiones se basarán en la mejor información existente.
• Realizar un catastro de todos los proyectos de ley existentes que puedan tener efectos en materia de planificación territorial: Hasta la fecha el ordenamiento territorial ha sido abordado como un tema sectorial. Así, el Ministerio de Vivienda se ocupa de la legislación urbanística, el de Medio Ambiente de la legislación relativa a zonas de conservación, el de energía de la legislación relativa a proyectos energéticos, etc. sin que haya una visión integral que reconozca que cada una de estas legislaciones afecta a múltiples sectores. Así por ejemplo, recientemente el Gobierno anunció el ingreso de un proyecto de ley para la creación del Servicio de Biodiversidad y Áreas protegidas. Dicho proyecto se refiere a un tema –áreas protegidas— que es de vital importancia para la planificación energética. En consecuencia, se recomienda al Ministerio de Energía participar en ese y otros debates de manera de asegurar que lo que se decida sea coherente con el ordenamiento territorial en lo que se refiere a su sector. Posibles próximos pasos Profundizar algunas áreas. Estas conclusiones iniciales dan cuenta de la necesidad de profundizar en algunos áreas e ideas. Por ejemplo, sería útil considerar o explorar en más detalle: • Cómo implementar la planificación participativa en la práctica. Por ejemplo, cómo
estructurar este proceso, cómo generar información en conjunto (“joint fact finding”), etc. Al momento de elaborar dichos procesos, sería útil consultar la experiencia internacional con respecto a distintos mecanismos de planificación participativa.
• Cuáles mecanismos o modelos se podrían generar para distribuir los potenciales beneficios y compensaciones de proyectos a comunidades locales. Hay experiencia internacional relevante en este área también.
• Cómo incorporar la Evaluación Ambiental Estratégica (EAE) en el desarrollo de los planes. La EAE es una herramienta existente que debiera ser utilizada para potenciar la planificación energética. Es una metodología que requiere reunir a distintos actores para evaluar posibles decisiones en función de distintos escenarios, alternativas y objetivos. Por lo tanto, utilizar la EAE podría ayudar a asegurar que los planes regionales de energía consideren debidamente un rango de opciones, escenarios, alternativas, actores y sectores, logrando una decisión sensata. Sin embargo, actualmente no hay claridad respecto a en qué parte de los procesos de elaboración de los diferentes instrumentos se debiera utilizar la EAE para que sea más efectiva, sin que se produzca una duplicación de esfuerzos. Es
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necesario analizar cuál es la mejor manera de incorporar la EAE a la elaboración tanto de los planes regionales energéticos como eventualmente del PROT o de otros instrumentos equivalentes.
Anexo: Los Expertos El Grupo en Chile: • Ximena Abogabir, Casa de la Paz • Luis Eduardo Bresciani, Universidad Católica • Juan Carlos Castilla, Universidad Católica • Luis Cordero, Universidad de Chile • Ximena Insunza, Universidad de Chile • Pablo Eugenio Osses, Universidad Católica • Oscar Parra, Universidad de Concepción • Hugh Rudnick, Universidad Católica • Manuel Tironi, Universidad Católica Académicos que contribuyeron con comentarios desde los EEUU
• Juan Ignacio Perez Arriaga, Visiting Professor, Engineering System Division, MIT • Anita Berrizbeitia, Professor of Landscape Architecture, Graduate School of
Design, Harvard University • Jim Levitt, Senior Investigator / Director of the Program on Conservation
Innovation, Harvard Forest, Harvard University • Isabelle Brain, member of the researchers and lecturers staff, Lincoln Land
Institute • Carl Bauer, Associate Professor and Interim Director, School of Geography and
Development, University of Arizona • Javiera Barandarian, Assistant Professor in the Global Studies program
University of California, Santa Barbara • Juan Sebastian Montes, Visiting Assistant Professor, Strategy and Innovation,
School of Management, Boston University • Zygmunt Plater, Professor, Boston College • John Moskal, US Environmental Protection Agency
Equipo coordinador:
• Lawrence Susskind, Ford Professor of Urban and Environmental Planning, MIT • David Plumb -‐ Director para América Latina, Consensus Building Institute • Daniela Martínez Gutiérrez –Abogada, Master en Derecho Universidad de
Harvard y Candidata, Máster en Políticas Públicas, Kennedy School of Government, Universidad de Harvard
• Elizabeth Fierman – Consultora Senior, Consensus Building Institute • Carri Hulet – Consultora Senior, Consensus Building Institute