Energias No Convencionales (Lectura ITSM)

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El sector de Energías

Renovables No Convencionales

en Chile

Oficina Económica y Comercial de la Embajada de España en Santiago de Chile

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Este estudio ha sido realizado por María Robles Gaitero bajo la supervisión de la Oficina Econó-mica y Comercial de la Embajada de España en Santiago de Chile Junio 2009

El sector de Energías

Renovables No Convencionales

en Chile

EL MERCADO DE LAS ERNC EN CHILE

Oficina Económica y Comercial de la Embajada de España en Santiago de Chile 3

ÍNDICE

I. INTRODUCCIÓN 7 1. Situación y estructura de la economía chilena 7 2. Perspectivas de mercado 8 3. Apertura de la inversión extranjera 9

II. EL SECTOR ELÉCTRICO EN CHILE 10 1. Estructura, organización y funcionamiento del sector eléctrico 10

1.1. Estructura del sector 10 1.2. Organización y funcionamiento del sector 12 1.3. Clientes 16 1.4. Fijación de precios 17

2. Marco institucional del sector eléctrico 18 2.1. La Comisión Nacional de la Energía (CNE) 18 2.2. La Superintendencia de electricidad y combustibles 18 2.3. La Comisión Nacional de Medio Ambiente (CONAMA) 18 2.4. Los Centros de Despacho de Económico de Carga (CDEC) 19 2.5. Otros organismos relevantes en el mercado eléctrico 20

3. Análisis de la matriz energética chilena 21 4. La demanda de energía eléctrica 22

4.1. Generación eléctrica por fuente 22 4.2. Tendencia de la demanda de energía eléctrica 23 4.3. Tendencia de los precios de la energía 24

5. Política energética del país: el papel de las políticas públicas en el avance de las ERNC 25 5.1. Fortalecimiento institucional 25 5.2. Promoción y fomento de la eficiencia energética 26 5.3. Perfeccionamiento de la Ley General de Servicios Eléctricos 27 5.4. Instrumentos de apoyo directo a iniciativas de inversión en ERNC 27

III. LAS ERNC 29 1. Definición y delimitación del sector 29

1.1. Energía procedente de pequeñas hidroeléctricas: 29 1.2. Energía solar 30 1.3. Energía eólica 30 1.4. Energía de biomasa y biocombustible 31 1.5. Energía de geotermia 31 1.6. Energía maremotriz 31

2. Análisis de la oferta de ERNC 32 2.1. Participación de las ERNC en el mercado eléctrico chileno 32



2.2. Potenciales brutos y capacidad instalable 33 2.3. Energía hidroeléctrica (mini hidráulica) 34 2.4. Energía eólica 39 2.5. Energía solar 43 2.6. Energía mareomotriz 50 2.7. Energía geotérmica 51 2.8. Energía procedente de biomasa. Breve referencia a los biocombustibles 55

IV. MARCO REGULATORIO APLICABLE A LAS ERNCS 59 V. INSTRUMENTOS DE FOMENTO AL DESARROLLO DE LAS ERNCS 63 1. Apoyo de CORFO 63 2. Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) 66

VI. ASPECTOS PRÁCTICOS DE LA INVERSIÓN EN EL SECTOR 69 1. Integración al mercado de ERNC 69

1.1. Alternativas de integración a un sistema eléctrico 69 1.2. Tramitación de permisos técnicos y conexión a redes de transmisión 69 1.3. Costes y duración estimada de la construcción de centrales de pasada 72

2. Principales barreras a la inversión 74 2.1. Barreras generales a la inversión 74 2.2. Barreras específicas a la inversión en el sector por tipo de energía 75

VII. ANEXOS 77 1. Principales eventos de interés 77 2. Listado de empresas presentes en el sector 79

2.1. Empresas de ingeniería y consultoría del sector 79 2.2. Empresas de energía solar en Chile 85

3. Fuentes de información y direcciones útiles 98 3.1. Organismos públicos chilenos 98 3.2. Asociaciones empresariales del sector 99 3.3. Organizaciones españolas en Chile 100 3.4. Instituciones de Chile en España 101

4. Otros datos de interés sobre el país 102 5. Bibliografía 103



RESUMEN Y PRINCIPALES CONCLUSIONES

El presente estudio revisa la situación actual de las Energías Renovables No Convencionales (ERNCs) en Chile así como las tendencias futuras y las oportunidades que el sector presenta para las empresas españolas.

Durante los últimos 20 años, la demanda de energía eléctrica en Chile se ha incrementado en forma sostenida, a una tasa media anual del 6,7%. La oferta de energía eléctrica, por otra parte, ha continuado desarrollándose básicamente a partir de fuentes de energía convencio-nales (combustibles fósiles e hidroelectricidad). Esta situación ha generado una grave vulne-rabilidad en el suministro eléctrico, intensificada por factores climáticos (sequías) y restriccio-nes en el abastecimiento de gas natural desde Argentina. En consecuencia se ha encarecido de forma sostenida el precio de la energía eléctrica.

En los últimos años, Chile ha diseñado un Plan de Seguridad Energética destinado a lograr reducir su dependencia de combustibles fósiles incorporando a su matriz energética las ener-gías renovables. Las autoridades del sector han intentado subsanar las debilidades del marco legal estableciendo algunos beneficios y cuotas de participación para facilitar la introducción de las Energías Renovables No Convencionales (ERNCs). La última modificación realizada (Ley Corta III o Ley 20.257) establece que, a partir del año 2010, los nuevos contratos de su-ministro deben asegurar un 5% de energía proveniente de ERNCs.. Además de las modifica-ciones realizadas a la Ley General de Servicios Eléctricos para mejorar las condiciones de acceso de las Energías Renovables no Convencionales a los sistemas eléctricos, ha sido promulgada recientemente la ley que establece franquicias tributarias que subsidian la insta-lación de colectores solares para uso térmico en viviendas nuevas de hasta 4.500 Unidades de Fomento (UF). Las casas y departamentos cuyo valor no exceda de 2.000 UF recibirán un beneficio equivalente a la totalidad del valor del respectivo sistema solar térmico y su instala-ción. Los inmuebles que tengan un valor superior a 2.000 UF pero no excedan las 3.000 UF, tendrán un beneficio equivalente al 40% del valor del respectivo sistema solar térmico y su instalación; mientras aquellas que estén sobre las 3.000 UF y hasta las 4.500 UF recibirán un beneficio equivalente al 20% del valor de dichos sistemas y su instalación..

El Gobierno, consciente de la necesidad de reducir la dependencia energética de Chile, ha decidido apostar fuertemente por el desarrollo de este tipo de energía y en los últimos 4 años ha realizado un importante esfuerzo por destinar mayores recursos al estudio de la disponibi-lidad de estos recursos energéticos. Como resultado se obtiene que Chile, por sus condicio-



nes climáticas, geográficas, hidrográficas y geológicas, dispone de una gran cantidad de re-cursos susceptibles de ser aprovechados para la obtención de energía. El desarrollo de la pequeña hidráulica en la región centro y sur constituye una excelente opción para la obten-ción de energía a partir de las obras de riego. Por lo que respecta a la energía solar, Chile se sitúa como uno de los países con un nivel más alto de radiación a nivel mundial. La reciente caída de precios de paneles solares, tanto en EE.UU. como en Europa, como consecuencia de la reducción de subsidios, favorece, el desarrollo de este tipo de energía. Con el objetivo de dar un inicial impulso al desarrollo de la energía solar, la Comisión Nacional de la Energía ha informado recientemente del concurso internacional que realizará en los próximos meses para adjudicar la construcción de 2 plantas solares al norte del país, una fotovoltaica y otra termoeléctrica, que estarán operativas en 2010 y 2012, respectivamente.

Las iniciativas son también numerosas en los campos de la obtención de energía a partir de la biomasa, energía geotérmica o eólica. El programa de introducción del cultivo de Jatropha, desarrollado por la Universidad de Chile y la Universidad de Tarapacá, considera la introduc-ción y desarrollo comercial del cultivo en Chile a partir de semillas traídas de Guatemala. La Corporación de Fomento de la Producción, por otro lado ha presentado un concurso para creación de Consorcios de investigación para la obtención de biocombustibles a partir de mi-croalgas. El Bando Interamericano de Desarrollo ha financiado un estudio sobre potencial de energía maremotriz en Chile. El informe desarrollado por la consultora Garrad Hassan estima que Chile tiene un potencial bruto en energía mareomotriz de unos 164 GW, .

Sin embargo, la industria de producción de equipos para el aprovechamiento de este tipo de energía está muy poco desarrollada. La mayor parte de los equipos son importados de Euro-pa o Estados Unidos. Las oportunidades para las empresas españolas se presentan tanto en el campo del suministro de equipos, desarrollo de proyectos como de la formación y cualifica-ción de personal técnico en el montaje y reparación de este tipo de tecnología.

El presente estudio ofrecer un análisis del estado de las ERNCs en Chile con el objetivo de servir de aproximación a personas y empresas interesadas en el desarrollo del sector en Chi-le. Para ello se tomado como punto de partida el análisis de la matriz energética de Chile así como una breve descripción del funcionamiento del mercado eléctrico chileno. Posteriormen-te se recogen las principales iniciativas desarrolladas en Chile para fomentar las ERNCS, su potencial, marco regulatorio e instrumentos de apoyo. Por último, se revisan las principales barreras existentes para la entrada en el mercado



I. INTRODUCCIÓN

1. SITUACIÓN Y ESTRUCTURA DE LA ECONOMÍA CHILENA En 2008, Chile cerró el año con un crecimiento del 3,2%. Dicho crecimiento es explicado fun-damentalmente por el alza en la demanda interna debido al incremento de la inversión en maquinaria y equipos, y por el incremento en la construcción y otras obras. No obstante, Chi-le destaca, principalmente, por ser el mayor productor mundial de cobre, con un tercio de la producción mundial. El cobre supone del 50% de sus exportaciones en términos nominales. La siguiente tabla recoge de forma detallada la participación en el PIB para cada sector.

TABLA 1.1.- PARTIPACIÓN EN EL PIB POR SECTORES DE ORIGEN (% SOBRE PIB)

2005 2006 2007 2008

AGROPECUARIO SILVÍCOLA 3,8 3,9 3,8 3,7

PESCA 1,3 1,1 1,1 1,2

MINERÍA 7,7 7,4 7,3 6,7

INDUSTRIA MANUFACTURERA 16,6 16,5 16,1 15,8

Alimentos, bebidas y tabaco 4,9 4,9 4,8 4,8

Textil, prendas de vestir y cuero 0,8 0,8 0,7 0,7

Madera y muebles 1,1 1,1 1,0 1,0

Papel e imprentas 1,7 1,7 2,0 1,9

Química, petróleo, caucho y plástico 4,6 4,6 4,3 4,2

Minerales no metálicos y metálica básica 1,4 1,4 1,3 1,2

Productos metálicos, maquinaria y equipos y otros n.c.p. 2,0 1,9 1,9 2,0

ELECTRICIDAD, GAS Y AGUA 2,7 2,8 2,4 1,8

CONSTRUCCIÓN 7,0 7,0 7,2 7,5



COMERCIO, RESTAURANTES Y HOTELES 10,1 10,3 10,5 10,5

TRANSPORTE 6,9 7,0 7,1 7,3

COMUNICACIONES 2,4 2,4 2,6 2,8

SERVICIOS FINANCIEROS Y EMPRESARIALES 15,6 15,8 16,2 16,8

PROPIEDAD DE VIVIENDA 5,5 5,5 5,4 5,4

SERVICIOS PERSONALES 11,0 11,0 10,8 10,8

ADMINISTRACIÓN PÚBLICA 4,1 4,0 4,0 4,0

TOTAL 100 100 100 100

Fuente: Banco Central de Chile

Para mayor información sobre la economía chilena, se recomienda consultar las tablas del anexo 4 de este documento, correspondientes a información general y principales indicadores económicos de Chile.

2. PERSPECTIVAS DE MERCADO Frente al resto de países de la zona, Chile es uno de los más estables, tanto económica co-mo políticamente. En los últimos años, Chile ha adoptado políticas públicas tendentes a pro-mover y consolidar una conducción macroeconómica seria y responsable, un mayor nivel de apertura económica e integración internacional y el desarrollo de instituciones sólidas. Como resultado, Chile tiene un ambiente de negocios muy atractivo y dinámico. De acuerdo al Ran-king sobre Ambiente de Negocios de 2008 elaborado por Economist Intelligence Unit (EIU), Chile es el primer lugar más atractivo para hacer negocios en Latinoamérica seguido por México y Brasil. Además, según el Índice de Libertad Económica de 2008, Chile se coloca en-tre los 10 países con mayor libertad económica del mundo y es el país con mayor grado de li-bertad económica de Latinoamérica.

Asimismo, y a pesar de ser un mercado relativamente pequeño, ha firmado acuerdos comer-ciales con más de 56 países diferentes lo que le permite acceder a más de 3.800 millones de potenciales consumidores en todo el mundo y continuar posicionándose como el país con mayor número de acuerdos comerciales suscritos a nivel mundial. Solamente durante el año 2009, han entrado en vigencia los Tratados de Libre Comercio con Colombia, Perú y Australia y se encuentra en negociaciones con Turquía, Malasia, Vietnam y Tailandia.

Estas medidas han contribuido convertir a Chile en un gran receptor de inversión extranjera. Según el Informe sobre las Inversiones en el mundo 2008, la UNCTAD posiciona a Chile en el tercer lugar de América Latina y el Caribe como país con mayor inversión extranjera dire-cta, después de Brasil y México.

Especialmente reseñable es la concentración de población en la Región Metropolitana de Santiago, donde se localiza el 40% del total de habitantes del país. Esta es la principal razón



por la que Santiago se configura como principal centro de negocios de Chile. En otras regio-nes del país se localizan determinados sectores, como puede ser la minería en el norte o la pesca en el sur. También cabe recalcar la creciente importancia que van adquiriendo deter-minadas ciudades, como es el caso de Concepción, en la Región del Bío Bío, además del eje Valparaíso – Viña del Mar en la V Región.

La política económica de los últimos años ha centrado su interés en nuevos sectores asocia-dos al desarrollo de la industria olivícola y frutícola, medioambiente, turismo, pesquero, ser-vicios globales a empresas y energías renovables no convencionales, sector al que se refiere el presente estudio.

3. APERTURA DE LA INVERSIÓN EXTRANJERA Chile es un ejemplo para el resto de las naciones del continente americano en el desarrollo de una excelente política de atracción de inversiones, contando para ello con mecanismos ju-rídicos claros y estables. En general, la normativa se caracteriza por la igualdad de trato para nacionales y extranjeros, el libre acceso a casi todos los sectores económicos y la mínima in-tervención del Estado en la actividad de los inversores.

Existen en Chile dos mecanismos fundamentales que regulan las inversiones extranjeras: el Estatuto de la Inversión Extranjera o Decreto Ley 600 y el artículo 47 de la Ley Orgánica Constitucional del Banco Central, conocido también como el Capítulo XIV del Compendio de Normas de Cambios Internacionales (CNCI).

La entrada de capitales al país mediante DL 600 se lleva a cabo a través de la suscripción de un contrato ley entre el inversor extranjero y el Comité de Inversiones Extranjeras (CINVER), en representación del Estado de Chile. De acuerdo con los datos del Comité de Inversiones Extranjeras, que desagregan por países exclusivamente las inversiones que se han acogido al DL 600, España es, desde marzo de 1996, el segundo inversor extranjero en inversión ma-terializada bruta acumulada, sólo por detrás de EE.UU. España se posicionó como primer in-versor extranjero en Chile en el año 1999, con una inversión materializada bruta de USD4.619, 5 millones. Este fue un año clave en la atracción de inversiones extranjeras al pa-ís, ya que por un lado, se licitaron grandes obras públicas de infraestructura y por otro, los grupos bancarios (BBVA y Banco Santander) y Endesa hicieron fuertes inversiones para comprar empresas locales.

Según los datos de la Secretaría de Estado de Turismo y Comercio, en el año 2008 la inver-sión bruta estuvo destinada a los sectores de banca y otros intermediarios financieros (52,7%), otras actividades empresariales (36,8%), construcción (5,3%) y actividades anexas a los transportes (4,2%).



II. EL SECTOR ELÉCTRICO EN CHILE

Este apartado recoge una breve descripción del sector eléctrico en Chile con información re-lativa a su estructura y funcionamiento, principales instituciones, agentes y empresas partici-pantes, desglosada para cada uno de los segmentos, generación, transmisión y distribución.

1. ESTRUCTURA, ORGANIZACIÓN Y FUNCIONAMIENTO DEL SECTOR ELÉCTRICO

1.1. Estructura del sector

A partir de la entrada en vigencia de la Ley General de Servicios Eléctricos en el año 1982, el mercado eléctrico chileno se estructuró en 3 segmentos: generación, transmisión y distribu-ción de energía eléctrica. Estos dos últimos están sometidos a regulación de precios, dadas sus características de monopolio natural. Actualmente, las actividades son desarrolladas por empresas controladas en su totalidad por capitales privados y el Estado asume sólo funcio-nes de regulación, fiscalización y planificación indicativa de inversiones en generación y transmisión.

Actualmente, en la industria eléctrica nacional participan aproximadamente 70 empresas, de las cuales 28 son generadoras, 5 transmisoras y 37 son distribuidoras. Al igual que sucede en la mayoría de los sistemas a nivel internacional, el sector eléctrico chileno tiene un alto nivel de concentración de mercado. De hecho, según datos de la CEPAL, el mercado eléctrico chi-leno es el más concentrado de Latinoamérica, seguido de Brasil. A modo de ejemplo en el año 2006, tres empresas y sus filiales poseían el 89% de la potencia instalada de servicio de público del SIC (Endesa 51%, Colbún 20%, Aes Gener 10%). Otras 12 empresas poseen el 10% restante.

Segmento generación

Este segmento está constituido por el conjunto de empresas eléctricas propietarias de centrales generadoras de electricidad, energía que es transmitida y distribuida a los consumidores finales. Se caracteriza por ser un mercado competitivo, con claras eco-nomías de escala en los costes variables de operación y en el cual los precios tienden a reflejar el coste marginal de producción. Los generadores pueden comercializar su energía y potencia en algunos de los siguientes mercados:



Mercado de grandes consumidores: a precio libremente acordado

Mercado de las empresas distribuidoras, a precio nudo por tratarse de electri-cidad destinada al mercado regulado

En Chile, la matriz de generación nacional está principalmente compuesta por unida-des generadoras térmicas e hidráulicas. Las unidades de generación térmica usan como combustible principales el gas natural, el carbón y los derivados del petróleo.

Segmento transmisión

El sistema de transmisión corresponde al conjunto de líneas, subestaciones y equipos destinados al transporte de electricidad desde los puntos de producción (generadores) hasta los centros de consumo o distribución. En Chile se considera como transmisión toda línea o subestación con un voltaje o tensión superior a 23.000 Volts (V). Por ley, las tensiones menores se consideran como distribución.

Dada las modificaciones incorporadas por la ley 19.940 de Marzo de 2004 a la Ley General de Servicio Eléctricos, el transporte de electricidad por sistemas de transmi-sión troncal y sistemas de subtransmisión es servicio público eléctrico, por tanto el transmisor tiene obligación de servicio, siendo responsabilidad de éste el invertir en nuevas líneas o en ampliaciones de las mismas.

En el sistema de transmisión se puede distinguir el sistema troncal (conjunto de líneas y subestaciones que configuran el mercado común) y los sistemas de subtransmisión (que son aquellos que permiten retirar la energía desde el sistema troncal hacia los distintos puntos de consumo locales).

La coordinación de la operación de las centrales generadoras y las líneas de transmi-sión, es efectuada en cada sistema eléctrico por los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC). Estos organismos no poseen personalidad jurídica y están consti-tuidos por las principales empresas generadoras y transmisoras de cada sistema eléc-trico.

Segmento distribución

Los sistemas de distribución están constituidos por las líneas, subestaciones y equi-pos que permiten prestar el servicio de distribuir la electricidad hasta los consumidores finales, localizados en cierta zona geográfica explícitamente limitada. Las empresas de distribución operan bajo un régimen de concesión de servicio público de distribu-ción, con obligación de servicio y con tarifas reguladas para el suministro a clientes regulados.



1.2. Organización y funcionamiento del sector

Actualmente la industria eléctrica nacional está integrada por un conjunto de empresas que se agrupan entorno a cuatro sistemas eléctricos: Sistema Interconectado Norte Grande (SING), Sistema Interconectado Central (SIC), Sistema de Aysén y Sistema de Magallanes.

A diciembre de 2008, la capacidad instalada en el país es de 13.137 MW, de los cuales un 71,45% corresponden al Sistema Interconectado Central y un 27% al Sistema Interconectado Norte Grande.

La siguiente tabla recoge de forma simplificada la capacidad instalada en el país por sistema y por tipo de central:

TABLA 2.1. CAPACIDAD INSTALADA EN EL PAÍS POR SISTEMA Y TIPO DE CENTRAL (MW) Tipo de Central SING SIC Aysén Magallanes Total Total (%)

Termoeléctrica 3.589 4.458 28 99 8.173 62,22%

Hidroeléctrica 13 4.910 21 0 4.943 37,63%

Eólica 0 18 2 0 20 0,15%

Potencia bruta total instalada 3.602 9.386 50 99 13.137 100%

Potencia bruta instalada (%) 27,42% 71,45% 0,38% 0,75% 100%

Fuente: CNE, 2008: Capacidad instalada de generación en 2008

Sistema Interconectado Norte Grande (SING)

Está constituido por el conjunto de centrales generadoras y líneas de transmisión in-terconectadas que abastecen los consumos eléctricos ubicados en las regiones I y II del país. Aproximadamente, el 90% del consumo del SING está compuesto por gran-des clientes, mineros e industriales, tipificados en la normativa legal como clientes no sometidos a regulación de precios. El resto del consumo, está concentrado en las em-presas de distribución que abastecen los clientes sometidos a regulación de precios.

Operan en el SING un total de 6 empresas de generación que junto a una empresa de transmisión conforman el Centro de Despacho Económico de Carga del SING (CDEC-SING). El SING cuenta con una capacidad instalada de 3.601,9 MW, a diciembre de 2008. El parque generador es eminentemente termoeléctrico, constituido en un 99,64% por centrales térmicas a carbón, fuel, diesel y de ciclo combinado a gas natu-ral. Sólo existen dos unidades hidroeléctricas correspondientes a las centrales Chapi-quiña y Cavancha, que representan sólo un 0,36% de la capacidad instalada.

A continuación se detalla la composición del parque generador por tipo de combustible y por empresa:



TABLA 2.2.- CAPACIDAD DE GENERACIÓN INSTALADA EN EL SING POR TIPO DE COMBUSTIBLE

Tipo de combustible Potencia Bruta Instalada (MW) Potencia Bruta Instalada (%)

Carbón 1.205,6 33,47%Diesel 144,1 4,00%Fuel Oil Nro. 6 127,6 3,54%Gas Natural 2.111,7 58,63%Hidroeléctrica 12,8 0,36%

Potencia Bruta Total Instalada 3.601,9 100%Fuente: CNE, 2008

TABLA 2.3.- CAPACIDAD DE GENERACIÓN INSTALADA EN EL SING POR EMPRESA

Empresa operadora Potencia Bruta Instalada (MW) Potencia Bruta Instalada (%)

Aes Gener 642,8 17,85%Celta 181,8 5,05%Edelnor 719,1 19,96%Electro andina 991,5 27,53%Gas Atacama 783,3 21,75%Norgener 283,4 7,87%Potencia Bruta Total Instalada 3.601,9 100%

Fuente: CNE, 2008

El sistema de transmisión está constituido, principalmente, por las líneas eléctricas de propiedad de las empresas de generación, líneas eléctricas de los propios clientes y líneas eléctricas de las empresas cuya actividad es la transmisión de energía eléctri-ca.

Operan el SING tres empresas de distribución de energía: EMELARI S.A. que abaste-ce a la ciudad de Arica, ELIQSA S.A. que abastece a la ciudad de Iquique, y ELECDA S.A., que suministra la energía a la ciudades de Antofagasta, Calama, y a una parte del SIC, correspondiente a la zona de Taltal. En conjunto, estas tres empresas atien-den a un total cercano a los 270.000 clientes.

Sistema Interconectado Central (SIC)

Es el principal sistema eléctrico del país, entrega suministro eléctrico a más del 90% de la población de Chile. Se extiende desde la ciudad de Taltal en el norte, hasta la Is-la Grande de Chiloé en el sur. El SIC abastece un consumo destinado mayoritaria-mente a clientes regulados (60% del total).

A diciembre de 2008, el SIC tiene una capacidad instalada de 9.385 MW pertenecien-te a un total de 40 empresas generadoras (de las cuales 4 son auto productoras). El parque generador, a esta misma fecha, se constituía en un 47.5% por centrales ter-



moeléctricas, un 52,31% por centrales hidroeléctricas y un 0,19% por centrales eóli-cas.


TABLA 2.4.- CAPACIDAD DE GENERACIÓN INSTALADA EN EL SIC POR TIPO DE COMBUSTIBLE

Tipo de combustible Potencia Bruta instalada (MW) Potencia Bruta instalada (%)

Pasada 1516,3 16,16%Embalse 3393,4 36,15%Vapor-licor negro 42,0 0,45%Vapor-carbón 837,7 8,93%Gas-diesel 767,3 8,18%Gas-IFO 180 64,2 0,68%Ciclo-abierto gas natural 784,0 8,35%Vapor-des.forest. 124,4 1,33%Ciclo-combinado gas natural 1763,3 18,79%Derivado del petróleo 75,0 0,80%Eólica 18,2 0,19%

Potencia Total Instalada 9386 100%Fuente: Comisión Nacional de la Energía. Datos a diciembre de 2008

TABLA 2.5.- CAPACIDAD DE GENERACIÓN DE ENERGÍA INSTALADA EN EL SIC POR EMPRESA


Endesa 2846,73 30,33%Colbún S.A. 2155,8 22,97%Otras 841,946 8,97%Gener S.A. 781,37 8,33%Pehuenche S.A. 623 6,64%S.E. Santiago S.A. 479 5,10%Pangue S.A. 467 4,98%San Isidro S.A. 370 3,94%Guacolda S.A. 304 3,24%Arauco Generación S.A. 168,8 1,80%Ibener S.A. 124 1,32%Petropower S.A. 75 0,80%Pullinque S.A. 48,6 0,52%H.G. Vieja 39,3 0,42%Pilmaiquen S.A. 39 0,42%Enor Chile 22,2 0,24%Innergy S.A. 0 0,00%



Aconcagua S.A. 0 0,00%

Potencia Total Instalada 9.386 100%Fuente: Comisión Nacional de la Energía. Datos a diciembre de 2008

El sistema de transmisión está constituido, principalmente, por las líneas eléctricas que son propiedad de las empresas de generación más las líneas de las empresas cuya actividad es propiamente la transmisión de energía eléctrica, entre las que des-tacan las empresas Transquillota, Transelec, STS, CTNC, CGE Transmisión, Aelsa, Huepil y Palmucho.

Operan en el SIC 26 empresas de distribución de energía, que en conjunto atienden un total cercano a los 4.640.000 clientes

Para mayor información, consultar la página Web del Centro de Despacho Económico de Carga del SIC (www.cdec-sic.cl).

Sistema de Aysén

El Sistema de Aysén atiende el consumo eléctrico de la XI Región. Su capacidad ins-talada a diciembre del 2008 alcanza los 50,45 MW, constituido en un 55,05% por cen-trales termoeléctricas, 41,03% hidroeléctricas y 3,92% eólicas.

Opera en él 3 empresas, las cuales desarrollan las actividades de generación, trans-misión y distribución de energía eléctrica, atendiendo a un total cercano a los 26.000 clientes.


TABLA 2.6- CAPACIDAD DE GENERACIÓN INSTALADA EN EL SISTEMA DE AYSÉN POR TIPO DE COMBUSTIBLE


Hidro 20,70 41,03%Diesel 27,77 55,05%Eólico 1,98 3,92%

Potencia Total Instalada 50,45 100%Fuente: CNE

TABLA 2.7.- CAPACIDAD DE GENERACIÓN INSTALADA EN EL SISTEMA DE AYSÉN POR EMPRESA


Edelaysen S.A. 44,38 87,98%Sagesa 5,30 10,51%



Empresa Eléctrica Cuchildeo 0,77 1,52%


Sistema de Magallanes

El Sistema de Magallanes está constituido por cuatro subsistemas eléctricos: los sis-temas de Punta Arenas, Puerto Natales, Puerto Williams y Puerto Porvenir, en la XII Región. La capacidad instalada de estos sistemas, a diciembre del año 2008, es 82,99 MW, 8,5 MW, 1,7 MW y 5,52 MW, respectivamente, siendo cada uno de ellos 100% térmicos.

Opera en estos sistemas una sola empresa, EDELMAG S.A., que desarrolla las activi-dades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, atendiendo a un total cercano a los 50.000 clientes.

A continuación se detalla la composición del parque generador por tipo de combusti-ble:

TABLA 2.8- CAPACIDAD DE GENERACIÓN INSTALADA POR TIPO DE COMBUSTIBLE


Gas Natural 84,49 85,59%Diesel 14,22 14,41%


1.3. Clientes

En el mercado eléctrico chileno los consumidores se clasifican en 3 grandes grupos:

Clientes regulados: Son aquellos que pagan una tarifa definida por la autoridad calcu-lada en base a una empresa distribuidora modelo que opera en forma eficiente y al precio de compra por parte de la empresa de distribución.

Este segmento está integrado por consumidores de una potencia conectada igual o in-ferior a 2 MW. Representan, aproximadamente, un 66% del consumo total del SIC y un 10% del consumo del SING. En este mercado, las ventas de las compañías gene-radoras están dirigidas a las empresas distribuidoras las cuales adquieren la energía a “precio nudo”.

Clientes libres: Son aquellos clientes que pactan libremente el precio con los suminis-tradores. Este segmento está integrado por consumidores cuya potencia conectada es superior a 2 MW. Este tipo de clientes negocia libremente los precios y condiciones



del suministro con las empresas generadoras o distribuidoras. En el SIC, los clientes de esta categoría concentran aproximadamente el 30% del consumo total del sistema, en tanto que en el SING representan alrededor del 90%.

Clientes con derecho a optar por un régimen regulado o de precio libre (por un perío-do mínimo de cuatro años de permanencia en cada régimen): cuya potencia conecta-da es superior a 500 Kw. e inferior o igual a 2.000 Kw.

1.4. Fijación de precios

El criterio utilizado es la libertad de precios en aquellos segmentos donde se observan condi-ciones de competencia. Es por ello que, para suministros a usuarios finales cuya potencia conectada es inferior o igual a 2.000 Kw., es decir, considerados sectores donde las caracte-rísticas de mercado son de monopolio natural, la ley establece que estén afectos a la regula-ción de precios (clientes regulados).

En cambio, para los suministros a usuarios finales cuya potencia instalada supera los 2.000 kw, la ley dispone la libertad de precios, suponiéndoles capacidad negociadora y la posibili-dad de proveerse de electricidad de otras formas, tales como la autogeneración o el suminis-tro directo desde empresas generadoras (clientes libres).

Según el marco regulatorio e institucional vigente, los precios pueden ser fijados de cuatro formas diferentes:

• Precio spot o marginales: Es calculado de forma horaria por cada CDEC, con criterio económico marginalista. Rigen en el mercado mayorista y sirven para valorar las in-tercambios de energía entre generadores y las inyecciones que los generadores hacen al sistema.

• Precios libres: Son los precios libremente acordados entre generadores y clientes li-bres.

• Precios de nudo: Son precios definidos por la CNE conforme a un plan de obras indi-cativo. Por lo general, representan el valor esperado de los costes marginales del sis-tema, en un horizonte mínimo de 36 meses. El precio resultante de este proceso se compara con los precios libres y se ajustan a una banda de más o menos 5%.

• Precios de distribución: Son los precios a los cuales las empresas distribuidoras ven-den la energía y potencia a sus clientes regulados. Estos precios presentan dos com-ponentes “el precio nudo” (precio de licitaciones), que refleja el precio medio al cual las distribuidoras compran la energía y potencia y el Valor Agregado de Distribución (VAD) que refleja los costes de distribución.

Respecto a la fijación de precios, los productores de energía eléctrica que participan en el mercado tienen al menos cuatro opciones para vender la energía y potencia generadas:

• Costes marginales o precios spot; que corresponde al coste marginal de la central menos eficiente en producción en el momento de la medición

• Precios de nudo o precios de licitación para suministro a distribuidoras, que corres-ponde al precio de largo plazo de producir electricidad dentro del sistema



• Precios estabilizados, cuando se trata de centrales inferiores a 9 MW; y

• Precios libres, negociados entre grandes consumidores y las generadoras 14.

2. MARCO INSTITUCIONAL DEL SECTOR ELÉCTRICO 2.1. La Comisión Nacional de la Energía (CNE)

La Comisión Nacional de la Energía es el principal organismo regulador del sector eléctrico en Chile. Su principal función es de elaborar y coordinar, planes, políticas y normas necesa-rias para el buen funcionamiento y el desarrollo energético del país, velar por su cumplimiento y asesorar a los organismos de Gobierno en aquellas materias relacionadas con energía.

En el área eléctrica, la CNE es responsable de calcular los precios regulados que estipula la ley, tanto para el sector generación-transporte (precios nudo) como para las empresas de dis-tribución (valor agregado de distribución). Además, la CNE elabora las previsiones de manda y los programas indicativos de obras para los diferentes sistemas eléctricos del país, informa-ción que es utilizada en la determinación de las tarifas reguladas.

Entre sus líneas de acción en el área de Medio Ambiente y Energías Renovables No Con-vencionales destaca la realización de estudios de apoyo ambiental, análisis de los estudios de impacto ambiental de los grandes proyectos del sector de la energía y la coordinación de procesos de intercambio tecnológico o conocimiento con otros países.

Más información: www.cne.cl

2.2. La Superintendencia de electricidad y combustibles

Es el organismo encargado de fiscalizar supervisar el cumplimiento de las leyes, reglamentos y normas técnicas sobre generación, producción, almacenamiento, transporte y distribución de combustibles líquidos, gas y electricidad.

Más información www.sec.cl

2.3. La Comisión Nacional de Medio Ambiente (CONAMA)

La Comisión Nacional de Medio Ambiente (CONAMA) es el organismo público encargado de informar sobre el cumplimiento y aplicación de la normativa ambiental, administrar el sistema de evaluación del impacto ambiental así como el proceso de elaboración de normas de cali-dad ambiental y de emisión. Actúa también como órgano de consulta, análisis, comunicación y coordinación en materias ambientales.

Fue creada en 1994 por la ley 19.300 sobre Bases Generales de Medio Ambiente que esta-blece que determinados proyectos de inversión en Chile deberán ser evaluados ambiental-mente de manera previa a su ejecución. La División de Evaluación y Seguimiento Ambiental es la encargada de administrar el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental.

Los proyectos del sector energético que deberán ser sometidos al SEIA de acuerdo al artículo 10 de la ley 19.300 son los siguientes:



Acueductos, embalses o tranques y sifones que deban someterse a la autorización establecida en el artículo 294 del Código de Aguas, presas, drenaje, desecación, dra-gado, defensa o alteración, significativos de cuerpos o cursos naturales de aguas.

Líneas de transmisión eléctrica de alto voltaje y subestaciones

Centrales generadoras de energía mayores a 3MW

Oleoductos, gasoductos, ductos mineros u otros análogos

Proyectos de desarrollo minero, incluidos los de carbón, petróleo y gas, comprendien-do la prospección, plantas procesadoras y disposición de residuos y estériles, así co-mo la extracción de áridos, turbo o greda

Producción, almacenamiento, transporte, disposición o reutilización habituales de sus-tancias tóxicas, explosivas, radioactivas, inflamables, corrosivas o reactivas.

Ejecución de obras, programas o actividades en parques nacionales, reservas nacio-nales, monumentos nacionales, reservas de zonas vírgenes, santuarios de la natura-leza, parques marinos, reservas marinas o en cualesquiera otras áreas bajo protec-ción oficial, en los casos en que la legislación respectiva lo permita.

El titular del proyecto deberá presentar una Declaración de Impacto Ambiental (DIA) o un Estudio de Impacto Ambiental (EIA) dependiendo de la magnitud de los impactos ambien-tales generados, circunstancia que deberá evaluarse en función del artículo 11 de la ley de Bases de Medio Ambiente.

El plazo habitual entre la presentación del proyecto y la resolución final oscila entre 6 y 18 meses, sin embargo puede demorarse más,.

El procedimiento de evaluación ambiental está establecido en el Reglamento del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental. Cada proceso de evaluación genera un expediente que es de acceso público en www.e-seia.cl .

2.4. Los Centros de Despacho de Económico de Carga (CDEC)

El Centro de Despacho Económico de Carga es un organismo definido en La Ley General de Servicios Eléctricos, DFL N°1, del año 1982, y reglamentado por el Decreto Supremo N° 327, del año 1997, ambos del Ministerio de Minería.

Al respecto, dichos cuerpos legales establecen la obligación de la creación de estos organis-mos para la coordinación de la operación de las instalaciones eléctricas de los concesionarios que operen interconectados entre sí, con el fin de:

Preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico.

Garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones del sis-tema eléctrico.

Garantizar el derecho de servidumbre sobre los sistemas de transmisión establecidos mediante concesión.

El CDEC está integrado por todas aquellas empresas eléctricas de transmisión y generación que cumplen con los requisitos establecidos en el artículo N°168 del Decreto Supremo N°327.



A su vez el CDEC está conformado por un Directorio, una Dirección de Operación y una Di-rección de Peajes.

A continuación se presentan, en forma resumida, algunas de las funciones básicas del CDEC:

Planificar la operación de corto plazo del sistema eléctrico, considerando su situación actual y la esperada para el mediano y largo plazo.

Calcular los costes marginales instantáneos de energía eléctrica.

Coordinar el mantenimiento preventivo mayor de las unidades generadoras.

Verificar el cumplimiento de los programas de operación y de mantenimiento preven-tivo mayor.

Determinar y valorizar las transferencias de electricidad entre generadores.

Elaborar los procedimientos necesarios para cumplir, en cada nivel de generación y transporte, las exigencias de calidad de servicio indicadas en el Decreto Supremo N°327.

Establecer, coordinar y verificar la reserva de potencia del sistema, para regular ins-tantáneamente la frecuencia.

Coordinar la desconexión de carga en barras de consumo, así como otras medidas que fueren necesarias por parte de los integrantes del sistema eléctrico sujetos a coordinación, para preservar la seguridad de servicio global del sistema eléctrico.

Garantizar el derecho de servidumbre sobre los sistemas de transmisión establecidos mediante concesión.

Reunir y tener a disposición, la información relativa a los valores nuevos de reempla-zo, costos de operación y mantenimiento, y otros aspectos aplicables al cálculo de los peajes básicos y adicionales, en los distintos tramos del sistema.

Informar a la Comisión y a la Superintendencia las fallas y demás situaciones que afecten o puedan afectar la operación normal de centrales generadoras y líneas de transmisión del sistema.

Al 31 de Diciembre de 2008, el CDEC-SIC administra un parque generador cercano a los 9.800,0 MW de potencia instalada (equivalente al 70,1% de la capacidad total disponible en Chile y descompuestos en 53,9% de generación de carácter hídrica, un 45,9% de gene-ración de carácter térmico y un 0,2% de generación eólica), y más de 15.000 km de líneas de transmisión de electricidad, en el rango 66.000 Volt a 500.000 Volt.

2.5. Otros organismos relevantes en el mercado eléctrico

Municipalidades

Las municipalidades participan en la regulación del sector eléctrico otorgando los permisos para que las líneas de transmisión de electricidad no sujetas a concesión crucen las calles, otros bienes nacionales de uso público u otras líneas eléctricas.



Además en el caso de los sistemas eléctricos cuyo tamaño sea igual o inferior a 1.500 Kw. en capacidad instalada de generación, las municipalidades negocian con las em-presas concesionarias de distribución respectivas los precios máximos y la calidad del suministro para los precios finales.

Organismos de defensa de la competencia

Son los organismos encargados de prevenir, investigar y corregir los atentados a la li-bre competencia y los abusos en que pueden incurrir quienes ocupen una posición de monopolio. Tales organismos son:

1.- Comisiones preventivas regionales

2.- Comisión preventiva central

3.- Comisión resolutiva

4.- Fiscalía Nacional Económica

3. ANÁLISIS DE LA MATRIZ ENERGÉTICA CHILENA Los siguientes gráficos muestran la evolución de consumo primario y consumo secundario de energía conforme al balance energético de la Comisión Nacional de la Energía.

GRÁFICO 3.1.-BALANCE ENERGÉTICO (CONSUMO PRIMARIO TERACALORÍAS)

GRÁFICO XXXX.- CONSUMO BRUTO DE ENERGÍA PRIMARIA (2007)

Fuente: CNE. Balance energético (consumo primario teracalorías)

Como se observa, un alto porcentaje de la energía consumida en Chile procede de fuentes de energía extranjeras (gas natural y petróleo). En el año 2007 un 30% de la energía se ge-neró a partir de fuentes nacionales y el 70% restante a partir de fuentes energéticas importa-

41% 40% 39% 39% 41%

23% 26% 29% 24% 16%

17% 16% 15%16%

19%

13% 10% 10% 12% 16%

6% 8% 7% 8% 8%

2000 2002 2004 2006 2007

Hidroelectricidad

Carbón

Leña y otros

Gas natural

Petróleo crudo



das. A pesar de los esfuerzos realizados por el Gobierno por incorporar de forma paulatina las ERNC en la matriz energética chilena, varios estudios han evidenciado Chile seguirá de-pendiendo del petróleo y sus derivados, que aportarán el 67% de la matriz energética en los próximos 20 años. Se estima también que el carbón, leña y el gas natural pierdan peso relati-vo.

GRAFICO 3.2.- CONSUMO BRUTO DE ENERGÍA SECUNDARIA

Fuente: CNE

4. LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA 4.1. Generación eléctrica por fuente

La oferta de energía eléctrica en Chile es, fundamentalmente, a partir de centrales considera-das de tipo convencional, es decir, aquellas que emplean tecnologías que ya constituyen un estándar en el país y que normalmente corresponden a soluciones técnicas y comercialmente maduras. En el caso de Chile, las centrales convencionales constituyeron en 2007 un 97% de la producción total de electricidad mientras que solo el 3,1% restante se produjo mediante centrales renovables no convencionales.

A pesar de la baja capacidad instalada en el país, el potencial de Chile para ERNC especial-mente relevante, principalmente, por la disponibilidad de recursos del país (ver mayor detalle en el punto II.2.3 de este documento).

47%

13%11%

2%

12%

14% 1% Derivados del petróleoElectricidad

Carbón

CokeGas natural

Leña

Otros



GRAFICO 4.1.- GENERACIÓN ELÉCTRICA POR FUENTE (2007)

Fuente: CNE

4.2. Tendencia de la demanda de energía eléctrica

A octubre de 2007, las proyecciones que sirvieron de base para la fijación de los precios nudo por parte de la CNE, suponían un incremento de la demanda de entre 6 y 7% para el período 2007-2017. En abril de 2008, las proyecciones de la CNE contemplan un escenario algo más restrictivo, con un incremento de la demanda esperado entre 3,8% y 5,7% para el período 2008-2018. El informe realizado por la Universidad Técnica Federico de Santa María en cola-boración con la Universidad de Chile denominado “Estimación del apoyo potencial de las ERNC y del Uso eficiente de la Energía eléctrica al Sistema Interconectado Central en el pe-ríodo 2008-2025”, en base a las previsiones realizadas por la CNE, consideró para el horizon-te 2018-2025 un crecimiento anual de 5,5%. El siguiente grafico muestra la previsión tenden-cial de la demanda de energía en el SIC para los años 2008-2025.

GRÁFICO 4.2.-: TENDENCIA DE LA DEMANDA GLOBAL DE ENERGÍA EN EL SIC (EN GWH)

Fuente: Estimación propia (años 2018-2025) realizada en el estudio de la Universidad de Santa María en base al informe técnico definitivo de fija-ción de precios de nudo de abril 2008

GWh

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

GWh

26,31%

24,20%22,19%

13,74%

10,41%

1,33%1,80%

0,01%

Carbón

Hidráulica deembalsePetróleo combustible

Hidráulica de pasada

Gas natural

Pequeña hidráulica <20 MWBiomasa

Eólica



Como se observa, se estima que en los próximos 20 años, la demanda eléctrica crezca 3,2 veces por lo que es difícil que Chile logre la independencia energética. El gran impulsor de este aumento será el sector transporte, que incrementará su consumo de energía en 4,7 ve-ces. Su consumo de energía crecerá en promedio por año a 7,4%, tasa mayor al promedio anual de 5,2% que registró entre 1982 y 2006. Como resultado, ese sector pasará de repre-sentar el 38% del consumo final en 2007 al 54% el año 2030. Esta alza responde, en parte, al incremento del parque vehicular, de buses y camiones, y la demanda industrial.

4.3. Tendencia de los precios de la energía

La Universidad Técnica Federico Santa María en colaboración con la Universidad de Chile elaboró en el año 2007, un informe sobre el aporte potencial de las ERNC al SIC. Este infor-me ha servido de base para muchos informes posteriores. Los autores del estudio, en su es-timación de precios de la energía, consideraron 3 posibles escenarios:

Escenario conservador: Precio de la energía de USD 75/MWh más un creci-miento anual de 1%, con una tasa de descuento del 10% y un horizonte de evaluación de 20 años. (Escenario 1)

Escenario dinámico: Precio de la energía de USD 102/MWh más un crecimien-to anual de 1%, a partir de 2008 con tasa de descuento del 10% y un horizonte de evaluación de 20 años (Escenario 2)

Escenario dinámico plus: Precio de la energía de USD102/MWh más un creci-miento anual de 3,5%, a partir de 2008 con una tasa de descuento del 10% y un horizonte de evaluación de 20 años.

El precio de US$ 75/MWh equivale al precio que la CNE estima para el futuro, suponiendo una oferta estabilizada en el SIC. Los US$ 102/MWh corresponderían a dicho precio más la multa por no cumplir con la exigencia de inyectar la cuota de ERNC a la red; y es equivalente a los valores actuales del precio medio de mercado.

GRÁFICO 4.3.- ESTIMACIÓN TENDENCIA PRECIOS DE LA ENERGÍA

Fuente: Fuente: Estimación propia (años 2018-2025) realizada en el studio de la Universidad de Santa María en base al informe técnico definitivo de fijación de precios de nudo de abril 2

020406080

100120140160180200

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

Escenario 1Escenario 2Escenario 3



5. POLÍTICA ENERGÉTICA DEL PAÍS: EL PAPEL DE LAS POLÍTICAS PÚBLICAS EN EL AVANCE DE LAS ERNC A pesar del potencial de las diferentes fuentes de ERNC estimados en varios miles de MW, éstas están recién empezando a cobrar importancia en la política energética del país.

El Gobierno está impulsando un Plan de Seguridad Energética (PSE) a través de acciones de corto y mediano plazo tendentes a:

Diversificar la matriz (en términos de insumos y proveedores);

Lograr mayor independencia/autonomía;

Promover el uso eficiente de la energía.

La política energética nacional pretende conciliar tres objetivos: seguridad de suministro, efi-ciencia económica de dicho suministro y sustentabilidad ambiental en el desarrollo del sector. Los acontecimientos de los últimos años han reforzado la importancia de la seguridad de su-ministro como un objetivo estratégico fundamental.

El estímulo al desarrollo de las ERNC es una estrategia tanto para aumentar la seguridad de suministro - diversifica las fuentes de generación, y reduce la dependencia externa - como para el desarrollo sustentable del sector energía - tienen menores impactos ambientales que las formas tradicionales de generación eléctrica.

El Gobierno de Chile tiene el compromiso de impulsar el desarrollo de estas alternativas de suministro en el país, por medio de varias líneas de acción complementarias:

Fortalecimiento institucional

Promoción y fomento de la eficiencia energética

Perfeccionamiento de la Ley General de Servicios Eléctricos

Implementación de instrumentos de apoyo directo a iniciativas de inversión en ERNC

5.1. Fortalecimiento institucional

La principal estrategia de política en materia constitucional ha consistido en proponer nuevas instituciones que reordenen el sector. El objetivo principal es separar las funciones de elabo-ración y regulación técnico económica y fiscalización. Se está trabajando en la creación de un Ministerio de Energía a quien se encomendará las funciones de de formulación de políticas, normas legales y reglamentarias. La Comisión Nacional de Energía actuará como organismo independiente encargado de desarrollar la regulación técnica y económica del sector, que se plasma, sobre todo, en la fijación de tarifas y en el desarrollo de la normativa técnica a cum-plir por las empresas.

Como muestra de este esfuerzo por incrementar la importancia de las ERNC en el año 2009 se asignó un presupuesto a la CNE de 6.800 millones de pesos, (3.800 millones más que lo asignado en 2007). Como parte de este esfuerzo son destacables las siguientes actuaciones:

Creación de área de estudios propia. Se inicia en el año 2007 con el objetivo de des-arrollar herramientas cuantitativas fiables sobre las que promover propuestas de polí-tica pública energética. Esta área contó con un presupuesto de 750 millones de pesos



en el año 2008. En enero de 2009 la CNE ha comenzado a publicar los resultados de estos estudios los cuales se encuentran disponibles en su página Web (www.cne.cl)

Programa de apoyo a ERNC que tiene como objetivo eliminar las barreras al desarro-llo de este tipo de proyectos. En el año 2009 el presupuesto asignado a este progra-ma ascendió a 4.100millones de pesos. Incorpora la implementación de ERNC en es-cuelas rurales así como de un centro sobre Energías renovables. El objetivo del cen-tro es identificar una red de centros en países desarrollados que están produciendo tecnologías limpias y promover los convenios con entidades de investigación y desa-rrollo en ERNC presentes en otros países. Para el año 2009 este proyecto contó con una asignación de USD2 millones.

5.2. Promoción y fomento de la eficiencia energética

La base institucional para implementar todas las acciones de eficiencia energética ha sido el Programa País Eficiencia Energética (PPEE) cuyo principal objetivo es consolidar el uso efi-ciente como una fuente de energía. El programa se inició en el año 2005 y actualmente cuen-ta con un apoyo financiero importante. En el año 2009 la asignación presupuestaria a este programa ascendió a 19.500 millones de pesos. Actualmente el Gobierno está diseñando el Plan de Acción en Eficiencia Energética 2010-2020 el cual detallará objetivos y líneas de ac-ción para mejorar la eficiencia energética en la próxima década.

Uno de las principales metas del programa es aumentar el conocimiento de los ciudadanos sobre la importancia de la eficiencia energética. Para crear mayor conciencia en la población durante el año 2009 el Programa País de Eficiencia Energética (PPEE) tiene previsto llevar a cabo las siguientes acciones:

Transmisión de 12 capítulos sobre energía en un nuevo programa de Televisión Na-cional así como mensajes publicitarios que invocarán el ahorro de energía.

Desarrollo de una campaña para la conducción eficiente de vehículos pesados con la cual se espera reducir entre un 5% y un 10% el consumo de las flotas participantes.

En el ámbito escolar se han realizado charlas de sensibilización, talleres y películas sobre eficiencia energética

En la educación técnica y universitaria se premian proyectos de grado y tesis que versen sobre eficiencia energética.

A nivel de Gobierno central, se está implementando el Programa de Mejoramiento de Eficiencia Energética en Edificios Públicos. Hasta la fecha se han realizado 16 dia-gnósticos energéticos uno de los cuales tendrá como lugar de ubicación el Palacio de la Moneda.

A nivel de Gobierno local, se está desarrollando un Reglamento de Alumbrado Pú-blico que incorporará criterios de eficiencia energética. Se estima que el proyecto se encuentre listo para el segundo semestre de 2009.

A nivel de servicios públicos se está desarrollando una experiencia piloto en los hospitales públicos Luis Calvo Mackena y Padre Alberto Hurtado con apoyo de coope-ración alemana.



Desarrollo del “Programa Nacional de recambio de ampolletas” mediante el cual se entregan ampolletas eficientes a hogares vulnerables del país. En el año 2008 me-diante este programa se logró recambiar más de un millón de ampolletas y se espera que en el año 2009 se logre el recambio de 2,8 millones de ampolletas. Este progra-ma ha constituido además el primer proyecto público con reducción verificada de emi-siones de gases invernadero.

A nivel residencial se está implementando el “Programa de incentivo al reacondicio-namiento térmico de viviendas existentes” y el “Programa Piloto de Mejoramiento de Estándares en Vivienda Social nueva” para 400 viviendas.

A nivel industrial se estiman potenciales de eficiencia energética de entre 0,5% y 2,9% anual. Para incentivar el ahorro de energía en 2006 se lanzó el instrumento de CORFO “Preinversión en Eficiencia Energética” que ofrece cofinanciación para con-sultorías energéticas. Está orientado a empresas productivas que tengan ventas anuales de hasta 1 millón de UF. Conjuntamente con este programa se está trabajan-do en el desarrollo de “Incentivo a la Introducción de Motores Eléctricos Eficientes” que consistirá en la entrega de un subsidio que permita cubrir el diferencial de precios entre un motor estándar y un motor eficiente.

A nivel de transporte se están trabajando varias iniciativas. A partir del año 2009 se-rá puesto en marcha el Centro de Asistencia Técnica en Eficiencia Energética que contará con la financiación de Global Enviromental Facility (GEF) por un importe de USD 2 millones. El principal objetivo será prestar la asistencia técnica en la operación y conducción eficiente.

Dentro de este programa se está diseñando la Agencia Chilena de Eficiencia Energé-tica, organización de carácter público-privado cuyo objetivo es el de asesorar en el di-seño de políticas sobre eficiencia energética a partir de la experiencia práctica.

A pesar de que aún quedan muchas mejoras por realizar, en el año 2008 se logró un resulta-do claramente óptimo en términos de eficiencia energética. Según los datos revelados por la Comisión Nacional de la Energía, el consumo eléctrico en el SIC entre marzo y noviembre de 2008 fue un 1,6% menor al del mismo período en el año 2007.

5.3. Perfeccionamiento de la Ley General de Servicios Eléctricos

Con el objetivo de eliminar barreras comunes que pudiesen afectar la inserción de las ERNC en el mercado eléctrico y acelerar su desarrollo en el país, se han introducido modificaciones legislativas a la Ley General de Servicios Eléctricos. Estas modificaciones son analizadas de-talladamente en el apartado IV de este informe correspondiente a “Marco regulatorio de las ERNC”.

5.4. Instrumentos de apoyo directo a iniciativas de inversión en ERNC

Estos instrumentos están enfocados a mitigar las barreras específicas que limitan el desarro-llo de cada tipo de ERNC. Para ello, además de los incentivos propios de fomento a la inver-sión privada analizados en el apartado V de este documento, la Comisión Nacional de la Energía, en colaboración con otras instituciones como el Gobierno Alemán y el PNUD, se en-cuentra trabajando en la generación de información, especialmente relacionada con la dispo-



nibilidad del recurso, que ayude a los inversores a la toma de decisiones. Dentro de la infor-mación de acceso público disponible se encuentra:

Evaluación del potencial en Chile de residuos de la industria de generación de biogás a partir de biomasa

Evaluación de disponibilidad de residuos de la industria de la madera aprovechables energéticamente

Evaluación del potencial de generación eléctrica de residuos de manejo y cosecha fo-restal

Base de datos de información de mediciones de viento del país

Campañas de medición del recurso eólico en las Regiones de Atacama, Coquimbo y del Maule

Manuales para orientar la evaluación ambiental de proyectos eólicos y de biomasa

Manual para la presentación de proyectos de energía al Mecanismo de Desarrollo Limpio del Protocolo de Kyoto

Evaluación del potencial de generación de proyectos hidráulicos asociados a obras de riego, incluyendo el catastro de proyectos en caudales de más de 4 metros cúbicos por segundo.

Actualmente se encuentra en desarrollo la siguiente información:

Programa de caracterización de potencial eólico en terrenos fiscales localizados en la zona del SING.

Medición de radiación solar de acuerdo a los requerimientos técnicos necesarios para la evaluación de factibilidad de proyectos solar termo-eléctricos así como la modela-ción de la radiación solar en el norte del país.

A estas iniciativas hay que sumar el acuerdo para la realización del “Estudio de viabilidad de un Centro Tecnológico Especializado en Energías Renovables no Convencionales” en Concepción (Chile). Este estudio sería financiado por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio de España, y desarrollado por el Centro Nacional de Energías Renovables (CENER). Tendrá como principal objetivo en una primera fase diagnosticar la situación actual del sector energético y el potencial de desarrollo de las energías renovables no convencionales en Chile y MERCOSUR.



III. LAS ERNC

1. DEFINICIÓN Y DELIMITACIÓN DEL SECTOR La energía renovable es aquella energía que, en su proceso de transformación y aprovecha-miento en energía útil, no se consume ni se agota en una escala humana. Las energías reno-vables se clasifican en convencionales y no convencionales según sea el grado de desarrollo de las tecnologías para su aprovechamiento y la penetración en los mercados energéticos que presente.

Entre las convencionales la energía más difundida es la hidráulica a gran escala. De acuerdo a la ley 20.257 en Chile, se incluyen dentro del concepto de energía renovable no convencio-nal la energía eólica, la pequeña hidroeléctrica, la biomasa y el biogás, la geotermia, la solar y la mareomotriz. Esta última incluye la energía generada por las corrientes marinas, ma-reas, olas y gradientes térmicos.

1.1. Energía procedente de pequeñas hidroeléctricas:

Las centrales hidroeléctricas convierten la energía cinética y potencial del agua, en energía utilizable, como es la electricidad. Esta transformación se realiza a través de la acción que el agua ejerce sobre una turbina hidráulica, la que a su vez le entrega movimiento rotatorio a un generador eléctrico. La energía hidráulica convencional, aquella utilizada para generación eléctrica en grandes centrales conectadas a sistemas eléctricos, es una de las fuentes prima-rias principales de abastecimiento energético en Chile. El presente estudio limita su análisis a las pequeñas hidroeléctricas, puesto que conforme a la Ley 20.257 solo aquellas centrales hidroeléctricas de tamaño inferior a 20 MW se consideran como Energías Renovables No Convencionales (ERNC).

El estudio incorpora un análisis del la evolución de importaciones de turbinas y ruedas hidráu-licas. Para ello se analizó el capítulo 84.10, cuyas partidas se detallan a continuación:

84.10 .- Turbinas y ruedas hidráulicas

8410.11.- De potencia inferior o igual a 1.000 Kw:

8410.1110.- Turbinas

8410.1120.- Ruedas hidráulicas

8410.12.- De potencia superior a 1.000KW pero inferior a 10.000Kw





8410.13.- De potencia superior a 10.000 kw



1.2. Energía solar

Es aquella que proviene del aprovechamiento directo de la radiación del sol, y de la cual se obtiene calor y electricidad.

El presente estudio aborda el análisis de la energía solar térmica y fotovoltaica en Chile. In-cluye un análisis de la evolución de las importaciones tanto de paneles fotovoltaicos como de colectores térmicos. Para realizar dicho análisis se tuvieron en cuenta las siguientes partidas arancelarias:

8541.4000.- Dispositivos semiconductores fotosensibles, incluidas las cédulas fotovoltaicas, aunque estén ensambladas en módulos o paneles, díodos emisores de luz.

8419.1900.- Calentadores de agua de calentamiento instantáneo o de acumulación excepto los eléctricos. Los demás (distinto de calentamiento instantáneo o de gas).

1.3. Energía eólica

Es aquella obtenida por la energía cinética generada por efectos de las corrientes de aire y de las vibraciones que el aire produce. Una de las características de este recurso es su con-dición aleatoria y variable, por cuanto depende de condiciones atmosféricas que en muchos casos no son fáciles de cuantificar. Este hecho conlleva el que se requieran exhaustivas me-diciones como condición previa para el desarrollo de proyectos destinados a su aprovecha-miento. En términos generales se distinguen 4 escalas de aplicaciones de la energía eólica con fines de generación eléctrica:

Sistemas eólicos a gran escala, conectados a la red eléctrica, también se denominan parques eólicos. Su potencia es superior a 1 MW.

Sistemas medianos, utilizados para abastecer pequeñas poblaciones, que requieren de sistemas de respaldo por medio de generadores diesel. Su potencia varía entre los 100kw y 1 MW.

Sistemas pequeños, utilizados para abastecer pequeñas comunidades, que constan de una turbina eólica, un generador diesel de respaldo y un banco de baterías. Su po-tencia varía entre 1 y 100Kw.

Sistemas individuales por vivienda, que constan básicamente de una turbina eólica y baterías para el almacenamiento de energía. Su potencia es inferior a 1Kw.

El estudio incorpora un análisis de las importaciones de la siguiente partida arancelaria:

8502.3100.- Grupos electrógenos de energía eólica



1.4. Energía de biomasa y biocombustible

Biomasa es la materia orgánica renovable de origen animal, vegetal o procedente de la trans-formación natural o artificial de la misma. La extracción de energía de este recurso se realiza mediante la quema directa o procesamiento para conseguir combustible. Los usos de la bio-masa en aplicaciones energéticas son fundamentalmente la producción de gas, energía calo-rífica (térmica) y energía eléctrica. El estudio recoge el potencial estimado de este tipo de energía así como las principales iniciativas llevadas a cabo en Chile para incentivar su desa-rrollo.

1.5. Energía de geotermia

La energía geotérmica corresponde a la energía calorífica contenida en el interior de la tierra, que se transmite por conducción térmica hacia la superficie.

Hay dos tipos fundamentales de áreas térmicas: hidrotérmicas que contienen agua a alta pre-sión y temperatura almacenada bajo la corteza de la tierra en una roca permeable cercana a una fuente de calor; y sistemas de roca caliente, formados por capas de roca impermeable que recubren un foco calorífico. Para aprovechar este último se perfora hasta alcanzarlo, se inyecta agua fría y ésta se utiliza una vez calentada.

En la actualidad los reservorios hidrotérmicos son los más aprovechados para fines energéti-cos, en particular en la generación eléctrica. Los usos medicinales y turísticos son la forma más antigua de aprovechamiento de esta energía. Además dependiendo de su entalpía tiene aplicaciones en calefacción de viviendas, usos agrícolas, piscicultura, usos industriales y ge-neración de electricidad.

El estudio recoge el potencial estimado de este tipo de energía así como las principales ini-ciativas de exploración y explotación existentes.

1.6. Energía maremotriz

La energía mareomotriz es aquella procedente de los mares debido al oleaje y las mareas. Actualmente en Chile no se han presentado oficialmente proyectos de energía maremotriz ni de aprovechamiento de las olas o corrientes marinas. Sin embargo, recientemente Garrad Hassan, en colaboración con el Banco Interamericano de Desarrollo, ha realizado un estudio preliminar sobre el recurso de la energía maremotriz en el país, el cual evidencia que Chile tiene un potencial bruto en energía mareomotriz -sólo a través del oleaje- de unos 164 GW, una potencia “única en el mundo”. Este estudio resume brevemente las principales conclusio-nes de dicho informe.

Para realizar un adecuado análisis del sector conviene mencionar también que los medios de generación renovables no convencionales descritos anteriormente agrupan un conjunto de subclasificaciones a las que la ley 19.940, ley 20.257 y el reglamento del DS 244 (todos ellos analizados en el apartado de marco legal) han conferido derechos y obligaciones particulares. De esta manera se puede destacar la siguiente clasificación:



PMG (Pequeño Medio de Generación): Son medios de generación cuyos excedentes de potencia suministrables al sistema sean menores o iguales a 9.000Kw conectados a instalaciones pertenecientes a un sistema troncal, de subtransmisión o adicional.

PMGD (Pequeño Medio de Generación Distribuido): Son medios de generación cuyos excedentes de potencia sean menores o iguales a 9.000Kw, conectados a instalacio-nes de una empresa concesionaria de distribución, o a instalaciones de una empresa que posea líneas de distribución de energía eléctrica que utilicen bienes nacionales de uso público. A los PMGD se les confiere el derecho a conectarse a las redes de distri-bución.

MGNC (Medios de Generación No Convencional): Son medios de generación cuya fuente no sea convencional y sus excedentes de potencia suministrada al sistema sean inferiores a 20.000 kw

2. ANÁLISIS DE LA OFERTA DE ERNC 2.1. Participación de las ERNC en el mercado eléctrico chileno

Como ya se ha señalado anteriormente, a diciembre de 2008, la capacidad instalada técnica chilena ascendía a más de 13.000 MW, siendo las principales tecnologías de generación la hidroelectricidad, las plantas térmicas a carbón y las plantas térmicas duales (gas natural y diesel).

El gráfico 3.1 recoge la capacidad instalada en el SIG y SING a diciembre de 2008 por fuente de energía.

GRÁFICO 2.1.- CAPACIDAD INSTALADA EN EL SING Y SIC POR FUENTE (DICIEMBRE 2008)

Fuente: CNE

41,21%

0,11%17,06%

38,99%

1,20%1,44% Hidráulica

EólicaCarbón Gas natural BiomasaPetróleo



2.2. Potenciales brutos y capacidad instalable

Una de las principales iniciativas llevadas a cabo por el Gobierno de Chile en su fomento del uso de ENRC es determinar el potencial de éstas. Ésta es una tarea compleja puesto que pa-sa por analizar y distinguir su potencial teórico, técnico y económico. El potencial teórico es generalmente entendido como la energía disponible en las fuentes primarias, sin someter es-tas a restricciones tecnológicas o de eficiencia económica. Por su geografía, Chile tiene un al-to potencial de este tipo. Sin embargo, a la hora de estudiar la viabilidad de los proyectos es necesario analizar detalladamente el potencial técnico y económico. De aquí en adelante se entenderá por potencial técnico aquel potencial teórico asociado a ERNC que dispone de tecnologías maduras para su explotación. Generalmente las restricciones para la explotación vendrán dadas por la tecnología existente y la localización del recurso. El potencial económi-co es el verdadero indicador de la viabilidad del proyecto y se define como aquella parte del potencial técnico que es factible de aprovechar a costes razonables.

La Comisión Nacional de la Energía, con cooperación alemana, ha editado una serie de ma-nuales y estudios en los que evalúa la potencialidad de Chile en ERNC. Por lo que se refiere a los recursos eólico y solar, la CNE en colaboración con del Departamento de Geofísica de la Universidad de Chile, ha creado un explorador de energía eólica y solar que permite con-sultar información detallada al respecto. Para ello es necesario ingresar a su página Web (www.cne.cl), pinchar el link del Explorador de Energía Eólica y Solar e introducir las coorde-nadas del punto cuya medición se solicita, escoger las variables solicitadas así como el pe-ríodo para el que se solicita la información. El sistema genera un reporte automáticamente.

La estimación de potencial bruto y/o disponibilidad física de las ERNC en Chile se estima que podría estar entre unos 130.000 y 190.000 MW1. La tabla siguiente muestra el potencial bruto estimado por fuente para 2025.

TABLA 2.2.- POTENCIALES BRUTOS POR FUENTE (MW). ESTIMACIÓN AL 2025 Recurso ERNC Potencial bruto- MW

Hidráulica (1) 20.392

Geotérmica (2) 16.000

Eólica (3) 40.000

Biomasa (3) 13.675

Solar térmica(4) 40.000-100.000

Fotovoltaica (5) 1.000

Total (MW) 191.067

SIC 2025(MW) 22.736

Fuente: NEIM-CEI “Estimación del aporte potencial de ENRC al SIC 2008-2025, junio 2008 (1) Calculado en base a estadísticas de ENDESA e información CNE, 2008 (2) Calculado en base a estadísticas de CNE, ENAP y A. Lahsen (3) En base a CORDO, GTZ; CORMA, INFOR y CNE

1 Estimación realizada por la Universidad técnica Federico de Santa María



(4) En base a 0,5MW7ha y una penetración de 80.000 a 200.000 ha (5) En base a penetración en 250.000 hogars (2kw/hogar) y 100.000 aplicaciones (5kw) en empresas, instituciones y comercios, tipo co-generación

A partir de estos datos, la Universidad Federico de Santa María realizó un análisis de la ca-pacidad de potencia instalable de ERNC así como la capacidad de generación técnicamente factible para los tres tipos de escenarios descritos en el apartado 4.3 (Tendencia de los pre-cios de la energía) y cuyos principales resultados se detallan a continuación.

La capacidad de generación factible de instalar en el SIC al año 2025 corresponde a 3.332 MW para el escenario conservador, 4.402 para el escenario dinámico y 5.753 MW para el es-cenario dinámico plus. La siguiente tabla recoge la capacidad de potencia instalable en el SIC para el período 2008-2025 por tipo de energía.

TABLA 2.3.-CAPACIDAD DE POTENCIA INSTALABLE (2008-2025)

Recurso ERNC

Factor planta

Escenario inicial

Potencial bruto

Potencial técnicamente

factible Escenario

conservador Escenario dinámico

Escenario Dinámico-plus

Año 2007 2025 2025 % 2025 % 2025 %

Hidráulica 0,6 117 20.392 3.003 1.421 6,30% 1653 7,30% 1850 8,14Geotérmica 0,8 0 16.000 1.500 810 3,60% 940 4,10% 1400 6,16Eólica 0,3 18 40.000 1.500 330 1,50% 998 4,40% 1200 5,28Biomasa 0,8 191 13.675 3.249 461 2,00% 501 2,20% 903 3,97Solar 0,2 0 100.000 1.051 210 0,90% 210 0,90% 250 1,1FV 0,15 0 1.000 500 100 0,40% 100 0,40% 150 0,66Total MW 326 191.067 10.803 3.332 14,70% 4402 19,00% 5753 25,3SIC 8.608 22.736 22.736 22.736 100% 22.736 100% 22.736 100%% SIC 3,80% 840,00% 47,50% 14,70% 19,00% 25,30% Fuente: Universidad Federico de Santa María Columna 2: establece el factor de planta típico para proyectos representativos Columna 3: Indica el nivel actual de potencia instalada al año 2007. Columna 4: presenta el potencial bruto estimado para cada tipo de energía Columna 5: Indica el potencial técnicamente factible para el año 2025 Columna 6, 7 y 8: Presentan el nivel esperado (económicamente factible) de potencia instalada al año 2025, para el escenario conservador, diná-mico y dinámico plus respectivamente, en MW y %.

2.3. Energía hidroeléctrica (mini hidráulica)

a) Situación actual del sector

Es una de las energías más convenientes para ser desarrollada en el mediano plazo y es utilizada mayormente para suministrar electricidad a las viviendas. Este tipo de energía tiene un espacio primordial dentro del programa de electrificación rural. Por sus condiciones geográficas y climáticas la VII y VIII región son especialmente ade-cuadas para la instalación de centrales de este tipo.

Por otro lado, la CNE conjuntamente con la Comisión Nacional de Riego (CNR) está implementando un programa para fomentar las inversiones en centrales hidroeléctri-cas asociadas a obras de riego. Como punto de partida en el año 2007, la CNR y CNE elaboraron un catastro de las oportunidades que existen (en ocho regiones que con-



centran el 97% del riego en Chile) de desarrollar centrales mayores de 2 MW asocia-das a obras de riego. Dicho estudio identificó oportunidades para desarrollar 290 cen-trales, cuya potencia estimada alcanzaría al menos los 860 MW.

b) Producción nacional

No hay presencia destacada en Chile de productores de equipos para centrales hidroeléctricas, tan solo algunas empresas aisladas que realizan una mínima produc-ción artesanal de equipos para centrales de pequeña capacidad.

c) Importaciones

Las siguientes tablas muestran la evolución de las importaciones (tanto el valor como por cuota de importación) correspondientes a turbinas y ruedas hidráulicas en Chile, de las partidas 8410.1110 y 8410.1120 (turbinas y ruedas hidráulicas de potencia infe-rior a 1.00 kw), 8410.1210 y 8410.1220 (turbinas y ruedas hidráulicas de potencia su-perior a 1.000KW pero inferior a 10.000Kw) y partidas 8410.1310 y 8410.1320 (Turbi-nas y Ruedas hidráulicas de potencia superior a 10.000 kw).

TABLA 2.4.-RANKING IMPORTACIONES POR PAÍS DE ORIGEN (CIF USD) Ranking País de origen 2005 2006 2007 2008 Total general

1 Italia 40.178 5.423.522 1.821.231 3.494.612 10.779.5442 Brasil 107.323 3.596.376 4.311.805 930 8.016.4343 Rusia 3.715.619 3.715.6194 Alemania 7.604 468.925 73.738 2.581.873 3.132.1415 España 796 26.827 1.580.548 1.608.1716 EEUU 16.620 78.996 72.526 121.875 290.0177 Mexico 31.939 220.410 252.3498 Republica Checa 200.871 200.8719 Perú 63.726 63.726

10 Reino Unido 393 1.265 3.499 16.112 21.269 Resto 2.193 24.001 7.427 38.225 71.845 Total General 207.047 13.619.667 8.071.645 6.253.628 28.151.987

Fuente: Legal publishing

Como muestra la tabla, el principal país origen de ruedas y turbinas hidráulicas es Ita-lia, seguido de Brasil y Rusia. España ocupa el 5º lugar, si bien es destacable que no hubo importaciones en el año 2008.



TABLA 2.5.- RANKING IMPORTACIONES POR PAÍS (CUOTA DE IMPORTACIÓN) Ranking País de origen 2005 2006 2007 2008 Total general

1 Italia 19,41% 39,82% 22,56% 55,88% 38,29%2 Brasil 51,84% 26,41% 53,42% 0,01% 28,48%3 Rusia 0,00% 27,28% 0,00% 0,00% 13,20%4 Alemania 3,67% 3,44% 0,91% 41,29% 11,13%5 España 0,38% 0,20% 19,58% 0,00% 5,71%6 EEUU 8,03% 0,58% 0,90% 1,95% 1,03%7 México 15,43% 1,62% 0,00% 0,00% 0,90%8 Republica Checa 0,00% 0,00% 2,49% 0,00% 0,71%9 Perú 0,00% 0,47% 0,00% 0,00% 0,23%

10 Reino Unido 0,19% 0,01% 0,04% 0,26% 0,08% Resto 1,06% 0,18% 0,09% 0,61% 0,26% Total General 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00%


De la tabla anterior se deduce que Italia y Brasil son los principales países de proce-dencia de equipos para las partidas arancelarias señaladas anteriormente, alcanzando entre ambas un 60% de la cuota de importación. Las siguientes tablas recogen el ran-king de las 10 principales empresas importadoras de ruedas y turbinas hidráulicas tan-to por volumen como por cuota de importación.

TABLA 2.6: RANKING IMPORTACIONES POR EMPRESA (CIF USD)

Fuente: Lega publishing

Ranking Empresa 2.005 2.006 2.007 2.008 Total general1 Colbún S.A. 137.835 5.817.886 1.848.275 7.803.996

2 Hidroeléctrica Guardia Vieja S.A. 5.411.821 677.714 6.089.535

3 Emp.Nacional Electricidad S.A. 1.787.586 3.866.205 5.653.7914 Hidromaule S.A 3.459.264 3.459.2645 Hidroeléctrica Puclaro S.A. 2.578.702 2.578.7026 Endesa Eco S.A 1.580.548 1.580.5487 Cia. Molinera Villarrica Ltda. 382.444 382.4448 Finning Chile S.A. 24.261 57.536 47.252 129.0499 Asoc.De Canal Soc.Del Canal 76.210 76.210

10 Talleres Lucas Ltda. 10.499 10.346 23.084 43.928 Resto 69.212 108.960 31.022 145.327 354.520 Total general 207.047 13.619.667 8.071.645 6.253.628 28.151.987



TABLA 2.7.- RANKING DE IMPORTACIONES POR EMPRESA (CUOTA DE IMPORTACIÓN)

fuente: Legal publishing

d) Disponibilidad del recurso

El estudio elaborado por la CNE junto con la CNR realizó una estimación del potencial hidroeléctrico asociado a obras de riego existentes o en proyecto. Como resultado se elaboró un catastro preliminar si bien en el momento de interpretación de los resulta-dos se deben tener en cuenta determinadas limitaciones. Puesto que se priorizó la ob-tención de resultados, se utilizó una metodología basada en la información cartográfi-ca disponible, fotografías aéreas y estudios existentes. Es por ello que los autores del estudio subrayan que los resultados del estudio son orientativos y que inversores inte-resados deben realizar un análisis más detallado de las potenciales centrales identifi-cadas con la información previamente existente.

El catastro realizado entre las regiones de Atacama y la Araucanía, donde se localiza el 97% de las áreas aptas para fines energéticos, identificó 290 oportunidades de ins-talar centrales asociadas a sistemas de riego, cuya potencia total alcanzaría 866,2MW, dividiéndose entre canales de regadío (357,2 Mw.), embalses (222,7mw), bocatomas organizadas con junta de vigilancia (162 Mw) y bocatoma de canales en cabeceras de cuencas (124,3 Mw.).

El estudio realizado por la Comisión Nacional de riego (CNR) y la CNE, se concentró mayoritariamente en lugares cuya potencia fuese de hasta 20Mw como máximo y des-taca que la posibilidad de que estos proyectos se desarrollen depende de la estabili-dad de los caudales, condiciones geológicas, madurez de las organizaciones de usua-rios de aguas y la cercanía con respecto a las líneas de transmisión, entre otros as-pectos.

Los canales con mayor potencial de generación son Común, Alimentado Digua, Teno-Chimbarongo, Bío Bío negrete, Colecheo y Allipén. Por el lado de los embalses desta-can la Laguna, Paloma, Puntilla del viento, Convento Viejo, Ancoa y Punilla. Por lo que respecta a bocatomas organizadas en juntas de vigilancia destaca la unificación propuesta en la primera sección del río Cachapoal, ríoTingiririca y la de los canales

Ranking Empresa 2.005 2.006 2.007 2.008 Total general 1 Colbún S.A. 66,57% 42,72% 22,90% 27,72%2 Hidroeléctrica Guardia Vieja S.A. 39,74% 8,40% 21,63%3 Emp.Nacional Electricidad S.A. 13,13% 47,90% 20,08%4 Hidromaule S.A 0,00% 55,32% 12,29%5 Hidroeléctrica Puclaro S.A. 0,00% 41,24% 9,16%6 Endesa Eco S.A 19,58% 5,61%7 Cia. Molinera Villarrica Ltda. 2,81% 0,00% 1,36%8 Finning Chile S.A. 0,18% 0,71% 0,76% 0,46%9 Asoc.De Canal Soc.Del Canal 0,56% 0,00% 0,27%10 Talleres Lucas Ltda. 0,08% 0,13% 0,37% 0,16%

Resto 33,43% 0,80% 0,38% 2,32% 1,26% Total general 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00%



Zañartu y Laja Diguillín. Por último, en los que respecta al potencial de bocatomas de canales en cabeceras de cuencas cabe destacar El calabozo, Colonia Piñiquihue y San Manuel.

e) Principales proyectos en operación

Actualmente en Chile hay 6 centrales de este tipo que se encuentran en funciona-miento. De entre éstas destacan la central Chiburgo, propiedad de la empresa Colbún, Hidroeléctrica Lircay, propiedad de la empresa Hidromaule, y Ojos de Agua de En-desa.

La siguiente tabla recoge las centrales de pequeña hidroeléctrica operantes en Chile:

TABLA 3.8.- CENTRALES DE PEQUEÑA HIDROELÉCTRICA OPERANTES Y POTENCIA (MW) Propietario Nombre de la central Potencia

Hidroeléctrica Puclaro Puclaro 5,60 MW

Sociedad Canal Maipo El Rincón 0,30MW

Colbún Chiburgo 19,40 MW

Endesa Eco Ojos de agua 9,00 MW

Hidromaule Hidroeléctrica Lircay 19,00 MW

Hid. El Manzano El Manzano 4,70 MW

Fuente: CNE

f) Proyectos en construcción

En la CNE destacan 3 nuevos proyectos, los que estarían ubicados principalmente en la IX y X región. Se estima que dos de estas iniciativas, las centrales hidroeléctricas Licán y Dongo, estarían operativas a finales de 2009.

TABLA 2.9.- PROYECTOS DE PEQUEÑA HIDROELÉCTRICA EN CONSTRUCCIÓN Propietario Nombre de la central Potencia Puesta en servicio

Inv. Candelaria Central Hidroeléctrica Licán 17 MW Noviembre 2009Ganadera y agrícola Central hidroeléctrica Trueno 6 MW Abril 2010Hidroeléctrica Dongo Central hidroeléctrica Dongo 6 MW Noviembre 2009

Fuente: CNE



2.4. Energía eólica

a) Situación actual

Actualmente la energía eólica aporta solamente el 0,15% de la producción nacional de energía. Sin embargo, se estima que esta cifra se incremente hasta el 15%, en un plazo de aproximadamente de 2 años. Las regiones de Coquimbo, Antofagasta, Val-paraíso y Bío Bío han sido calificadas como las más idóneas para aprovechar la fuer-za del viento. La combinación de vientos fuertes y cercanía al Sistema Interconectado Central y Sistema Interconectado Norte Grande las hace idóneas para el desarrollo de este tipo de energía. A la fecha se proyecta la construcción de 23 parques eólicos que en su conjunto tendrán 1.800 MW de capacidad instalada.


Noe existen productores relevantes de equipos de energía eólica, prácticamente la mayor parte de los equipos se importan de países más desarrollados tecnológicamen-te.

c) Importaciones

Las siguientes tablas muestran la evolución de las importaciones (tanto en valor como por cuota de importación) correspondientes a la partida arancelaria 8502.3100 (grupos electrógenos de energía eólica)

TABLA 2.10.- RANKING DE IMPORTACIONES POR PAÍS Y VALOR (CIF USD) Ranking Empresa 2.005 2.006 2.007 2.008 Total general

1 España 6.667.519 6.667.5192 Alemania 37.333 66.686 6.352.462 6.456.4813 China 712 44.871 18.720 2.216.485 2.280.7884 Holanda 914.048 914.0485 Usa. - Estados Unidos 31.922 25.212 44.707 13.815 115.6556 Reino Unido 2.306 3.381 5.6877 Argentina 3.741 3.7418 Japón 601 601

Total General 69.967 142.815 981.456 15.250.282 16.444.520Fuente: Legal Publishing



TABLA 2.11- RANKING DE IMPORTACIONES POR PAÍS Y VALOR (CIF USD)

Ranking Empresa 2.005 2.006 2.007 2.008 Total General 1 España 44% 41%2 Alemania 53% 47% 42% 39%3 China 1% 31% 2% 15% 14%4 Holanda 93% 6%5 Usa. - Estados Unidos 46% 18% 5% 1%6 Reino Unido 2% 7 Argentina 3% 8 Japón

Total General 100% 100% 100% 100% 100%Fuente: Legal publishing

Como se observa en las tablas anteriores, la posición de España es de primer orden, con una cuota de importación de más del 40%, seguido de Alemania (39% de las im-portaciones). Las siguientes tablas muestran las importaciones por empresa.

TABLA 2.12.- RANKING DE IMPORTACIONES POR EMPRESA Y VALOR (CIF USD)

Ranking Empresa 2.005 2.006 2.007 2.008 Total gene-ral

1 Central Eólica Canela S.A. 6.666.297 6.666.2972 CIA. Barrick Chile Generación 6.352.297 6.352.2973 Cristalería Toro S.A.I.C. 914.048 2.099.050 3.013.0984 Luis Gardeweg Baltra 60.728 60.7285 Agrícola Yoyelhue Limitada 46.234 46.2346 Conmetal Ltda. 44.871 44.8717 El Maiten S.A. 37.333 37.3338 Solener Ltda 3.401 19.287 11.599 34.2879 Benlatina Ltda. 28.661 28.661

10 Inversiones Espolon S.A. 26.432 26.432 Resto 29.233 17.929 29.378 57.742 134.282 Total General 69.967 142.815 981.456 15.250.282 16.444.520


TABLA 2.13.- RANKING DE IMPORTACIONES POR EMPRESA (CUOTA DE IMPORTACIÓN) Ranking Empresa 2.005 2.006 2.007 2.008 Total general

1 Central Eólica Canela S.A. 44% 41%2 Cia. Barrick Chile Generación 42% 39%3 Cristaleria Toro S.A.I.C. 93% 14% 18%4 Luis Gardeweg Baltra 43% 5 Agrícola Yoyelhue Limitda 6 Conmetal Ltda. 31%



7 El Maiten S.A. 53% 8 Solener Ltda 5% 14% 1% 9 Benlatina Ltda.

10 Inversiones Espolon S.A. 3% Resto 13% 3% Total General 100% 100% 100% 100% 100%

Como se observa, el principal importador ha sido el Parque Eólico Canela, S.A, con un 41% de las importaciones. Este parque tiene una capacidad instalada de 18 MW y es el único en operación en este momento.


A pesar de que Chile cuenta con un gran potencial teórico de viento, el potencial téc-nico se encuentra restringido por condiciones geográficas, mayormente por su costa abrupta y la cordillera de los Andes. El potencial económico se encuentra focalizado en las zonas con un factor de planta entorno al 30% o superior. Asimismo, diversos estudios han determinado que la Región de Magallanes ofrece una fuerza eólica que podría llegar a duplicar las registradas en la zona centro –norte. Sin embargo, este gran potencial se encuentra restringido por la baja demanda local así como el escaso margen para empezar la inversión requerida. Según el director del Centro de Estudios de Recursos energéticos de la Universidad de Magallanes, los parques eólicos de la Región de Magallanes pueden llegar a alcanzar un factor de planta del 45% con vien-tos sobre los 12 metros por segundo. En el Sistema Interconectado Central se han identificado 3 zonas con alto potencial para el desarrollo de la energía eólica:

Costa Región Coquimbo al sur de Tongoy (.2800MW)

Costa Sur de región de Atacama (1650 Mw)

Costa al Sur de Concepción


Actualmente el único parque emblemático de energía eólica es la central Canela, ubi-cada en la IV región, con una potencia de 18,20MW y propiedad del grupo Endesa.

f) Principales proyectos en construcción

A junio de 2009, existen en Chile 5 proyectos en construcción, los cuales se espera que estén operativos entre octubre y noviembre de 2009. Entre los proyectos destaca la ampliación del parque eólico Canela y la construcción de los parques eólicos Toto-ral y Monte Redondo. El parque Monte Redondo, situado en Ovalle dispondrá de 19 aerogeneradores, de 2MW cada uno y se espera que cada uno aporte energía a un equivalente de, aproximadamente, 57.000 hogares.

La siguiente tabla recoge los proyectos en construcción a junio de 2009, su propieta-rio, potencia y fecha estimada de puesta en servicio.



TABLA 3.13.- PRINCIPALES PARQUES EÓLICOS EN CONSTRUCCIÓN Propietario Nombre de la central Potencia Puesta en servicio

Endesa ECO Ampliación parque eólico Canela 60 MW Octubre-09

Norwind Parque Eólico Totoral 46 MW Noviembre-09

Barrick Chile generación Parque Eólico Punta Colorada Etapa 1 20 MW Noviembre-09

Eólica Monte Redondo Monte Redondo Etapa 1 38 MW Noviembre-09

Cristalera Toro Parque eólico Lebu 9MW Octubre-09

Fuente: CNE

g) Principales proyectos bajo revisión de evaluación de impacto ambiental

El auge de este tipo de energía se refleja en los registros del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental controlados por la Comisión Nacional de Medio Ambiente (CONAMA) y cuya evaluación es necesaria previo al comienzo del desarrollo del pro-yecto. A junio de 2009, existen 11 proyectos pendientes de aprobación 3 recientemen-te aprobados cuya construcción se estima comience en los próximos meses.

La siguiente tabla recoge los datos de las iniciativas de proyectos eólicos pendientes de calificación por CONAMA:

TABLA 2.14.—PROYECTOS EÓLICOS BAJO EVALUACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL

Fuente: CNE

Entre las empresas que esperan realizar una mayor inversión se encuentra la empre-sa de origen alemán, Eólica Partners que espera invertir en los próximos 5 años alre-dedor de USD 500 millones, aportando 250 MW al sistema. Solo los parques Pacífico y Gorgona aportarán un total de 140 MW al SIC y para su construcción se desembol-sarán USD 300 millones. Ambos parques se estima que entren en funcionamiento el próximo año.

Nombre Región Titular Inversión (MMU$)

Granja Eólica Calama Segunda Codelco Chile 700,0000Parque eólico Arauco Octava Element Power Chile S.A. 235,0000Proyecto Parque Eólico Valle de los Vientos Segunda

Parque Eólico Valle De Los Vien-tos S.A. 0,0020

Parque Eólico Las Dichas Quinta Ener-Renova 30,0000Parque Eólico Lebu Sur Octava Inversiones Bosquemar Ltda 224,0000Parque Eólico Punta Palmeras Cuarta Acciona Energía Chile, S.A.. 230,0000Parque Eólico La Gorgonia Cuarta Eolic Partners Chile S.A. 175,0000Parque eólico el Pacífico Cuarta Eolic Partners Chile S.A. 144,0000Parque Eólico La Cachina Cuarta Ener-Renova 123,0000Parque Eólico Laguna Verde Quinta Inversiones EW Limitada 47,0000

Eólica Punta Curaumilla Quinta Handels und Finanz AG Chile S.A. 17,9



La CNE estima que el potencial de generación eólica está entre los 5.000 MW y 10.000MW. Actualmente hay instalados solamente 18 MW (Parque Eólico Canela) pero de completarse los proyectos en construcción y calificación, ingresarían al sistema 1.350 MW.

2.5. Energía solar

2.5.a. Energía solar fotovoltaica


Aunque en los últimos 2 años Chile ha dado grandes pasos en el desarrollo de la energía solar, hasta ahora no se ha desarrollado ningún proyecto que inyecte energía a la red. Únicamente se ha utilizado la energía solar fotovoltaica de forma aislada por particulares o empresas. Es destacable, en este sentido, la instalación de sistemas fotovoltaicos tanto para alumbrado como para electrificación de viviendas, en el marco del Programa de Electrificación Rural. Entre el año 1992 y 2000 se instalaron aproxi-madamente 2.500 soluciones fotovoltaicas destinadas a suministrar energía a vivien-das y escuelas. El esfuerzo desarrollado por Chile para incentivar el desarrollo de este tipo de energía es claramente notorio. La Comisión Nacional de la Energía ha infor-mado recientemente del concurso internacional que realizará en los próximos meses para adjudicar la construcción de 2 plantas solares al norte del país, una fotovoltaica y otra termoeléctrica, que estarán operativas en 2010 y 2012 respectivamente. Ambos proyectos son experiencias pilotos y según ha afirmado la Comisión Nacional de la Energía, mediante los mismos se pretende demostrar la viabilidad comercial de la energía solar y conocer la tecnología y los requerimientos técnicos de este tipo de proyectos. La planta solar fotovoltaica tendrá una potencia de 1 Mw, se construirá en San Pedro de Atacama y se integrará al sistema de la misma región. La Comisión Na-cional de la Energía, consciente de los elevados costes que este tipo de proyectos su-pone, ha decidido por primera y única vez, adjudicar un subsidio para la inversión a aquel proyecto que, cumpliendo con los requerimientos técnicos, requiera menor susi-dio para la producción. Se estima que esta planta producirá 500 kw por hora. El ad-judicatario de la planta mantendrá la propiedad del proyecto y deberá suscribir un con-trato de suministro con la cooperativa de San Pedro de Atacama

Por lo que respecta a la planta termoeléctrica, ésta tendrá una potencia de 10 Mw y, ocupará, aproximadamente, 20 hectáreas. El proyecto que se adjudique este proyecto decidirá a quien y cómo venderá la electricidad. Para incentivar la participación de las empresas en este proyecto, actualmente la CNE está en conversaciones con varias empresas mineras que estarían dispuestas a firmar contratos de largo plazo con la empresa adjudicataria del proyecto.

Por último, cabe mencionar la iniciativa denominada “NODO SOLAR” creada por la Cámara Chilena de la construcción y Corporación de Desarrollo Tecnológico (CDT) con el objetivo de fortalecer las redes tecnológicas y las capacidades del sector solar térmico. El nodo de solar participa de forma muy activa en la organización de cursos, seminarios y difusión de información sobre el estado del sector solar en Chile. Para mayor información se recomienda consultar su página Web www.e-solar.cl .




Al ser una energía muy poco desarrollada, la producción nacional de equipos es prác-ticamente inexistente y poco relevante, importándose la mayor parte del extranjero.

c) Importaciones

Las siguientes tablas recogen las importaciones realizadas por Chile durante los últi-mos 4 años correspondientes a la partida arancelaria 854140 (paneles/cédulas sola-res fotovoltaicas) tanto por valor como por cuota de importación. EL principal provee-dor es EE.UU. seguido de China y Taiwan. España se coloca en 8ª posición con una participación del 4% sobre el total de importaciones.

TABLA 2.15.- RANKING DE IMPORTACIONES POR PAIS Y VALOR (CIF USD)


1 Usa. - Estados Unidos 1.006.749 1.330.166 1.908.299 2.612.131 6.857.3452 China 124.797 215.931 350.340 1.405.764 2.096.8323 Taiwan (Formosa) 235.745 238.542 189.949 963.272 1.627.5094 Francia 388.053 967.188 32.586 20.052 1.407.8805 Italia 257.173 310.854 370.539 439.384 1.377.9506 Alemania 231.261 344.438 217.278 422.719 1.215.6967 Japon 77.204 145.768 359.003 532.967 1.114.9428 España 274.436 149.164 243.447 198.060 865.1069 Brasil 55.664 60.853 276.089 396.197 788.80310 Israel 112.471 110.026 70.663 285.735 578.895

Resto 533.173 609.083 582.042 605.796 2.330.094 Total General 3.296.726 4.482.014 4.600.234 7.882.078 20.261.051


TABLA 2.16.- RANKING DE IMPORTACIONES POR PAIS Y CUOTA DE IMPORTACION Ranking Empresa 2.005 2.006 2.007 2.008 Total general

1 Usa. - Estados Unidos 31% 30% 41% 33% 34%2 China 4% 5% 8% 18% 10%3 Taiwan (Formosa 7% 5% 4% 12% 8%4 Francia 12% 22% 1% 0% 7%5 Italia 8% 7% 8% 6% 7%6 Alemania 7% 8% 5% 5% 6%7 Japon 2% 3% 8% 7% 6%8 España 8% 3% 5% 3% 4%9 Brasil 2% 1% 6% 5% 4%

10 Israel 3% 2% 2% 4% 3% Resto 16% 14% 13% 8% 12% Total General 100% 100% 100% 100% 100%




A continuación se detallan también las importaciones por empresa para los últimos 4 años así como su cuota de importación. El principal comprador es Komatsu Remar Center Chile con una participación del 12% en el mercado, seguido por Tecnored y Automatica y Regulación, S.A.

TABLA 2.17.- RANKING DE IMPORTACIONES POR EMPRESA Y VALOR (CIF USD)


1 Komatsu Reman Center Chile S.A 404.500 1.100.031 1.007.057 2.511.5882 Tecnored S.A. 512.017 1.096.727 237.716 242.785 2.089.2443 Automatica Y Regulacion S.A. 116.262 146.532 63.045 824.016 1.149.8554 Solener Ltda 41.932 119.142 312.851 566.926 1.040.8515 Komatsu Chile S.A 391.709 213.942 51.666 70.675 727.9926 Generalidades Tecnologicas Ltd 37.216 150.789 205.286 249.335 642.6267 Isener S.A. 111.206 110.026 63.530 274.410 559.1738 Nelson Cuevas Moya 67.627 99.743 117.283 134.736 419.3889 Com. Pc Electric S.A. 16.464 8.297 131.228 238.712 394.70110 Tel.Y Ene.Wirel.Energy(Chile) 90.384 15.040 211.378 316.803

Resto 1.911.908 2.117.276 2.317.599 4.062.047 10.408.830 Total General 3.296.726 4.482.014 4.600.234 7.882.078 20.261.051

Fuenrte: Legal Publishing

TABLA 2.18.- RANKING DE IMPORTACIONES POR EMPRESA Y CUOTA DE IMPORTACIÓN (CIF USD)


1 Komatsu Reman Center Chile S.A. 0% 9% 24% 13% 12%2 Tecnored S.A. 16% 24% 5% 3% 10%3 Automática Y Regulación S.A. 4% 3% 1% 10% 6%4 Solener Ltda. 1% 3% 7% 7% 5%5 Komatsu Chile S.A. 12% 5% 1% 1% 4%6 Generalidades Tecnológicas Ltd 1% 3% 4% 3% 3%7 Isener S.A. 3% 2% 1% 3% 3%8 Nelson Cuevas Moya 2% 2% 3% 2% 2%9 Com. Pc Electric S.A. 0% 0% 3% 3% 2%

10 Tel.Y Ene.Wirel.Energy(Chile) 3% 0% 0% 3% 2% Resto 58% 47% 50% 52% 51% Total General 100% 100% 100% 100% 100%



Chile se encuentra entre los países con mayores niveles de radiación mundial. Este se concentra mayormente en el norte del país, entre las regiones I y IV del país. El si-guiente cuadro recoge las radiaciones solares diarias según el archivo solarimétrico nacional.



TABLA 2.19.- RADIACIONES SOLARES DIARIAS

Fuente: Archivo solarimétrico nacional

Con el objetivo de mejorar la medición del recurso solar y eliminar la incertidumbre sobre la disponibilidad del recurso, la Comisión Nacional de la Energía se encuentra implementando una campaña de prospección solar con estaciones meteorológicas en la zona del Sistema Interconectado Norte Grande. Desarrollado en colaboración con el departamento de Geofísica de la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas de la Universidad de Chile, el explorador de energía solar y eólica permite obtener un infor-me detallado sobre la disponibilidad del recurso renovable en una determinada área. Hasta ahora, solamente hay dos estaciones meteorológicas disponibles: en Pozo Al-monte y San Pedro. Se puede acceder al explorador desde la página Web de la Co-misión Nacional de la Energía www.cne.cl .


Actualmente no hay en Chile ninguna central de energía solar que genere energía y está se inyecte al Sistema Interconectado.

f) Principales proyectos bajo evaluación de impacto ambiental (SEIA)

Actualmente la empresa española, SOLAR PACK, es la única que ha ingresado al SEIA la declaración de impacto ambiental para el desarrollo de un proyecto de energía solar. Su proyecto “Calama Solar I” consiste en la construcción de una planta solar fo-tovoltaica que tendrá una capacidad de 9 MW, siendo su inversión de 40 millones de USD y se emplazará en la comuna de Calama, II Región. Si la iniciativa es aprobada, la empresa espera incrementar la inversión hasta 250 millones de USD para crear 60 MW. La construcción de la planta se espera que dure entre 7 y 8 meses y en ella se

Radiación Solar Región

(Kcal./(m2/día))

I 4.554 II 4.828 III 4.346 IV 4.258 V 3.520 VI 3.676 VII 3.672 VIII 3.475 IX 3.076 X 2.626 XI 2.603 XII 2.107 RM 3.570

Antártica 1.563



instalarán 133 mil paneles solares, sobre seguidos inclinados agrupados en 24 pane-les por cada seguidor.

2.5. b. Energía solar térmica


El mayor boom del uso de energía solar térmica se experimentó en los años 80 como consecuencia de la crisis del petróleo en la década de los 70. Como consecuencia, varias empresas se especializaron en el desarrollo de la energía solar térmica. La falta de fiabilidad de ciertas tecnologías artesanales y de profesionalismo de algunas de las empresas así como la inexistencia de mantenimiento de los equipos, llevó al despres-tigio de este tipo de energía. La mayoría de estas empresas fueron obligadas a cerrar o a abandonar la nueva actividad. En los años 90, por tanto, el mercado solar térmico no evolucionó mucho. Desde hace algunos años, nuevas empresas proponen equi-pamientos solares térmicos importados o de fabricación propia, siendo la tecnología mucho más fiable, presentándose Chile como un mercado potencial importante. Sin embargo, aunque el mercado de los colectores se ha diversificado y ampliado, sigue siendo un mercado limitado, estimado en unos 8.000m2/año. La actual situación ener-gética del país y el crecimiento de los costos de las energías convencionales puede impulsar el crecimiento de la demanda de energía solar térmica.

El calentamiento de agua para uso doméstico en Chile se lleva a cabo mediante uso de gas natural y/o licuado, petróleo, leña o electricidad, dependiendo de cada región o bien según se trate de localidades urbanas o rurales. En el sector residencial colectivo y el sector turístico, la producción de agua caliente sanitaria está principalmente ase-gurada por el uso de gas natural y gas licuado.

El último censo de Población y Vivienda, realizado en abril de 2002 en Chile, aclara que sólo el 57% de los hogares chilenos posee un medio de producción de agua ca-liente sanitaria en todo el país, el resto son considerados calentadores que funcionan con gas.

Por otro lado, se desconoce su número, ya que no existe un catastro de los equipos instalados. El dato más reciente que se tiene es el proporcionado por la Asociación Nacional de Energía Solar, que en diciembre de 2005 fijó la superficie de colectores instalados en 6.000 m2, lo que en principio es un número bajo.

Las instalaciones solares existentes son principalmente sistemas para el calentamien-to de agua y de piscinas en el sector residencial. También existen instalaciones colec-tivas para el calentamiento de agua (sector residencial y sector terciario) y unas esca-sas instalaciones para la calefacción de viviendas. Existen distintos programas de construcción de viviendas adaptados a los distintos niveles de ingresos de la pobla-ción, estos programas son administrados por el Ministerio de Vivienda y Urbanización, hasta el momento, ninguno de ellos incluye la energía solar térmica y el calentamiento de agua no forma parte de los estándares del programa “Vivienda dinámica sin deuda” para los habitantes con menos recursos. La idea de incluir la Energía Solar Térmica en los programas de construcción de viviendas fue considerada años atrás pero final-mente no fue exitosa debido a la falta de recursos financieros.



Generalmente la baja demanda de este tipo de equipos se explica por el desconoci-miento de la tecnología, la poca existencia de normas existentes como acreditación de los instaladores, etiquetado y la alta inversión inicial que representa un equipo solar térmico respecto a un calentador tradicional con gas o electricidad.

Para impulsar este tipo de energía, el gobierno, además de las modificaciones reali-zadas a la Ley General de Servicios Eléctricos, ha promulgado recientemente la ley que establece franquicias tributarias que subsidian la instalación de colectores solares para uso térmico en viviendas nuevas de hasta 4.500 UF. Las casas y departamentos cuyo valor no exceda de 2.000 UF recibirán un beneficio equivalente a la totalidad del valor del respectivo sistema solar térmico y su instalación. Los inmuebles que tengan un valor superior a 2.000 UF pero no excedan las 3.000 UF, tendrán un beneficio equivalente al 40% del valor del respectivo sistema solar térmico y su instalación; mientras aquellas que estén sobre las 3.000 UF y hasta las 4.500 UF recibirán un be-neficio equivalente al 20% del valor de dichos sistemas y su instalación. En ninguno de estos casos el beneficio podrá superar las 32,5UF por vivienda (ver mayor descrip-ción sobre esta legislación en el apartado IV correspondiente a marco regulatorio apli-cable a las ERNCS).


La producción nacional es prácticamente inexistente, importándose la mayoría de los equipos, alrededor del 80%. Los equipos son principalmente importados desde Israel, Australia, Brasil, China, EEUU, España y Alemania. Entre los fabricantes/ montadores locales de este tipo de equipos destacan las empresas Arkente, Ingesol, Solar3, So-larco y Termoservic.

c) Importaciones

Las siguientes tablas recogen el ranking de importaciones de la partida arancelaria 8419.1900 correspondiente a calentadores de agua de calentamiento instantáneo o de acumulación excepto los eléctricos. Los demás (distinto de calentamiento instantáneo o de gas), tanto por país como por empresa.

Es necesario tener en cuenta que esta partida incorpora también otro tipo de calenta-dores por lo que los resultados son meramente orientativos.



TABLA 2.20 RANKING DE IMPORTACIONES POR PAÍS DE ORIGEN Y VALOR (CIF USD) Ranking Empresa 2005 2006 2007 2008 Total general

1 China 14.015 71.070 327.750 939.166 1.352.0012 Bélgica 173.515 205.372 326.548 389.126 1.094.5613 Italia 776.109 45.476 36.304 186.519 1.044.4084 Usa. - Estados Unidos 34.754 60.583 633.361 106.965 835.6635 Portugal 705.356 705.3566 Brasil 3.363 42.810 141.742 297.880 485.7947 Finlandia 413.117 25.699 438.8178 Alemania 39.163 17.495 47.433 137.481 241.5729 Holanda 237.924 237.92410 Argentina 138.041 31.832 13.944 10.549 194.36611 España 594 2.109 125.111 14.579 142.393

Resto 19.851 16.863 10.991 118.438 166.143 Total general 1.199.404 906.728 1.901.109 2.931.757 6.938.998Fuente: Legal publishing

Como se observa, el principal país origen de las importaciones de este tipo de equipos es China, seguido de Bélgica e Italia. España ocupa el puesto 11 con una participación del 2%.

TABLA 2.21 RANKING DE IMPORTACIONES POR PAÍS DE ORIGEN Y CUOTA DE IMPORTACION Ranking Empresa 2005 2006 2007 2008 Total general

1 China 1% 8% 17% 32% 19%2 Bélgica 14% 23% 17% 13% 16%3 Italia 65% 5% 2% 6% 15%4 Usa. - Estados Unidos 3% 7% 33% 4% 12%5 Portugal 0% 0% 0% 24% 10%6 Brasil 0% 5% 7% 10% 7%7 Finlandia 0% 46% 0% 1% 6%8 Alemania 3% 2% 2% 5% 3%9 Holanda 0% 0% 13% 0% 3%10 Argentina 12% 4% 1% 0% 3%11 España 0% 0% 7% 0% 2%

Resto 2% 2% 1% 4% 2% Total general 100% 100% 100% 100% 100%


Por lo que respecta a las importaciones por empresa, el principal importador es Albin Trotter y Av Ltda, seguido de AGA, S.A. Es destacable la presencia de la compañía TRABSSEN Chile en 7º lugar que comercializa paneles de origen brasileño de la misma marca, muy extendidos en Chile.



TABLA 2. 22 RANKING DE IMPORTACIONES POR EMPRESA Y VALOR (CIF USD) Ranking Empresa 2005 2006 2007 2008 Total general

1 Albin Trotter Y Acv Ltda. 173.515 205.372 326.548 397.954 1.103.3892 Aga S.A. 768.285 768.2853 Robert Bosch S.A. 705.356 705.3564 Codelco Chile 538.724 538.7245 Cmpc Celulosa S.A. 413.117 1.393 25.699 440.2106 Cosmoplas S.A. 39.466 33.109 182.911 255.4857 Exportaciones Meyer Limitada 237.924 237.924

8 Energia Solar Transsen Chile L 200.406 200.406

9 Soc.Ing.Equipo Y Control Ind.L 121.240 121.240

10 Codifer Ltda 3.363 39.063 33.378 36.372 112.176 Resto 133.001 209.709 730.033 1.383.060 2.455.804

Total General 1.199.404 906.728 1.901.109 2.931.757 6.938.998Fuente: Legal publishing

TABLA 2.23 RANKING DE IMPORTACIONES POR EMPRESA Y CUOTA DE IMPORTACIÓN Ranking Empresa 2005 2006 2007 2008 Total general

1 Albin Trotter Y Acv Ltda. 14% 23% 17% 14% 16%2 Aga S.A. 64% 0% 0% 0% 11%3 Robert Bosch S.A. 0% 0% 0% 24% 10%4 Codelco Chile 0% 0% 28% 0% 8%5 Cmpc Celulosa S.A. 0% 46% 0% 1% 6%6 Cosmoplas S.A. 0% 4% 2% 6% 4%7 Exportaciones Meyer Limitada 0% 0% 13% 0% 3%8 Energia Solar Transsen Chile L 0% 0% 0% 7% 3%9 Soc.Ing.Equipo Y Control Ind.L 10% 0% 0% 0% 2%

10 Codifer Ltda 0% 4% 2% 1% 2% Resto 11% 23% 38% 47% 35% Total General 100% 100% 100% 100% 100%

Fuente: Legal pubblishing

2.6. Energía mareomotriz

Según un reciente estudio elaborado por la consultora Garrad Hassan en colaboración con el Banco Interamericano del Desarrollo (BID), Chile tiene recursos naturales extraordinarios pa-ra el desarrollo de la energía mareomotriz. Aunque actualmente no hay ningún proyecto de este tipo en Chile, la Comisión Nacional de la Energía se encuentra trabajando en promover la investigación y estudio de la viabilidad de este tipo de energía. El informe elaborado por la consultora determina las áreas prioritarias para establecer este tipo de proyectos e indica la necesidad de avanzar en la ejecución de mediciones específicas de potencial en determina-das zonas del país y la revisión de los planes de obras o infraestructura existentes para apro-vechar las oportunidades que se pueden generar en torno al desarrollo de la industria ma-reomotriz.



El estudio demuestra que Chile tiene un potencial bruto en energía mareomotriz -sólo a tra-vés del oleaje- de unos 164 GW. Según los expertos, de aprovechar un 10% de la energía mareomotriz disponible, se podría igualar la capacidad instalada de todo el Sistema Interco-nectado Central.

El estudio “Preliminary site selection-chilean marine energy resources” puede ser consultado en la página Web de la CNE www.cne.cl.

2.7. Energía geotérmica

Situación actual

Junto a los esfuerzos de promover la energía solar y eólica, el Gobierno a través del Ministerio de Minería está centrando sus esfuerzos en promocionar a Chile como desti-no de la inversión geotérmica internacional, tanto en exploración como en explotación del recurso.

El desarrollo de este tipo de energía encuentra principalmente su fundamento en garan-tizar el suministro energético de las regiones I a III, que dependen en un 90% de ener-gía importada. Entre los principales beneficiados de la energía geotérmica destacan los proyectos mineros que concentrados en la zona norte del país, se encuentran relativa-mente próximos a las reservas de geotermia. Por un lado, el vapor de estos reservorios se aprovecharía en la generación de electricidad y parte de los condensados -antes de su reinyección a los pozos geotérmicos- serían aprovechados como agua industrial en los procesos mineros.

Entre los principales actores públicos que impulsan el desarrollo de la energía geotér-mica destacan el Ministerio de Minería que vela por la aplicación, control y cumplimiento de la ley 19.657 y su reglamento (en la práctica recibe las solicitudes de concesiones de particulares) y el Comité de Análisis de Energía Geotérmica, organismo formado por miembros de SERNAGEOMIN y de la CNE que estudia y evalúa los antecedentes téc-nicos y económicos de las solicitudes presentadas por las empresas interesadas en explorar o explotar la energía geotérmica.

Dados los beneficios que reporta la geotermia como ERNC y el potencial geotérmico chileno, el Ministerio de Minería ha decidido priorizar el desarrollo de la geotermia a tra-vés de los siguientes objetivos y acciones:

Para mejorar el conocimiento de la geotermia en Chile, se ha firmado el Convenio Marco para la Exploración geotérmica de Chile entre Sernageomin y el Ministerio de Minería. Este instrumento define 23 áreas con interés de exploración de las cuales 5 fueron clasificadas como prioritarias siendo 3 seleccionadas para estu-dios específicos.

Para impulsar la exploración geotérmica en Chile, el Ministerio de Minería convoca licitaciones de carácter internacional de concesiones geotérmicas.

Para mejorar e incentivar el proceso de concesión de zonas geotérmicas, en los próximos meses se presentará al Parlamento un proyecto que modifica la actual ley 19.657. Entre los cambios que incorpora destacan los siguientes

Persigue facilitar la tramitación de los proyectos de concesión



Establece la obligación para el concesionario de entregar semes-tralmente un informe sobre las actividades e inversiones realizadas

Añade la obligación para el concesionario de exploración de otorgar una boleta de garantía

Pretende incentivar y premiar a aquellos concesionarios que cum-plan con los mayores porcentajes de inversión de recursos y reali-zación de actividades de exploración.

Legislación

La energía geotérmica en Chile está regulada por cuerpos normativos legal y adminis-trativo.

a. Legal: Ley nº. 19.657 sobre Concesiones de Energía geotérmica (año 2000). Esta ley establece el concepto de energía geotérmica y los distintos ti-pos de concesiones posibles a entregar, el procedimiento para obtenerlas, la forma en la que se extinguen y los derechos y obligaciones de los concesiona-rios.

b. Administrativo: Destacan el Decreto Supremo nº.142, Decreto Supremo nº. 32, Resolución exenta nº. 522.

Disponibilidad del recurso

En Chile el potencial prospectivo de los recursos geotérmicos, está asociado con la actividad volcánica y vinculado con la cadena volcánica andina del norte, cercana a la frontera internacional con Bolivia y Argentina; al arco volcánico de la zona central del país, situado entre el valle central y la frontera internacional con Argentina; y al volca-nismo y sistema de fallas Liquiñe-Ofqui, en la zona sur. En las citadas áreas están ubicados la mayor parte de los volcanes activos de Chile y las principales fuentes pro-bables de energía geotérmica, de las cuales el Servicio Nacional de Geología y Mine-ría ha investigado más de 120.

El siguiente cuadro se recoge las áreas con mayor potencial geotérmico del país:



TABLA 3.23.- PRINCIPALES ÁREAS CON POTENCIAL GEOTÉRMICO

Región Localización Potencial en MW Núm. De Sitios

I Puchuldiza 25-150 23 Apacheta 150-250 II

El Tatio/La Torta 100-400 13

III 2 IV 2 V 3

RM Volcán San José 50-100 7 VI Termas del Flaco 10--50 2

Calabozo 300-1000 VII Laguna del Maule 50-200

6

VIII Chillán 50-250 10 IX 5 X Carrán /Puyehue 100-300 25 XI 6 Otros no especificados 300-400 Total 1235-3350 104


Inversión materializada y concesiones

Desde el 2000, se han otorgado 19 concesiones de exploración y 2 de explotación. Las inversiones comprometidas y realizadas en todas las concesiones de exploración otorgadas ascienden a 14.476.000 USD. Hasta ahora se han solicitado 50.000 hectá-reas para el desarrollo de explotación geotérmica Actualmente hay 4 solicitudes de explotación en trámite.

En su esfuerzo por promocionar la inversión geotérmica en Chile, durante el 2009 el Ministerio de Minería ha convocado licitación para 20 concesiones de exploración de las siguientes áreas:

Volcán Tacora, ubicada en la comuna de General Lagos, provincia de Pari-nacota, Región de Arica y Parinacota con una superficie de 7.000 hectáreas (ha)

Licancura ubicada en las comunas de Camarones y Colchane, provincias de Arica y del Tamarugal, Décimo Quinta Región de Arica Parinacota y Primera Región de Tarapacá, respectivamente, con una superficie de 25.000 hectá-reas (ha.

Licancura 2, ubicada en las comunas de Camarones y Putre, provincias de Arica y de Parinacota, respectivamente, Decimoquinta Región de Arica y Pari-nacota, con una superficie de 8.800 hectáreas (ha)



Licancura 3, ubicada en las comunas de Camarones, Putre y Colchane, pro-vincias de Arica, Parinacota y del Tamarugal, Decimoquinta Región de Arica y Parinacota y Primera Región de Tarapacá, respectivamente, con una superfi-cie de 27.000 hectáreas (ha)

Aucán I, ubicada en la en las comunas de Pica, Calama y Ollague, provincias del Tamarugal y El Loa, Primera Región de Tarapacá y Segunda Región de Antofagasta, respectivamente, con una superficie de 30.800 hectáreas (ha)

Aucán II ubicada en la comuna de Ollague, provincia de El Loa, Segunda Re-gión de Antofagasta, con una superficie de 16.000 hectáreas (ha)

San Pablo II, ubicada en las comunas de Calama y Ollague, provincia de El Loa, Segunda Región de Antofagasta, con una superficie de 10.500 hectáreas (ha)

Alitar, ubicada en la comuna de Calama, provincia de El Loa, Segunda Re-gión de Antofagasta, con una superficie de 30.000 hectáreas (ha)

Tuyajto I, ubicada en la comuna San Pedro de Atacama, provincia de El Loa, Segunda Región de la Antofagasta, con una superficie de 92.400 hectáreas (ha)

Tuyajto II, ubicada en la comuna San Pedro de Atacama, provincia de El Loa, Segunda Región de la Antofagasta, con una superficie de 47.600 hectáreas (ha)

Tuyajto III, ubicada en la comuna San Pedro de Atacama, provincia de El Loa, Segunda Región de la Antofagasta, con una superficie de 30.000 hectá-reas (ha

Tuyajto IV, ubicada en la comuna San Pedro de Atacama, provincia de El Loa, Segunda Región de la Antofagasta, con una superficie de 40.300 hectá-reas (ha)

Juncalito I, ubicada en la comuna de Diego de Almagro, provincia de Chaña-ral, Tercera Región de Atacama, con una superficie de 75.600 hectáreas (ha)

Juncalito II, ubicada en la comuna de Diego de Almagro, provincia de Chaña-ral, Tercera Región de Atacama, con una superficie de 51.000 hectáreas (ha)

Laguna Verde, ubicada en las comunas de Diego de Almagro y Copiapó, provincias de Chañaral y Copiapó, respectivamente, Tercera Región de Ata-cama, con una superficie de 70.000 hectáreas (ha)

Colimapu, ubicada en la comuna de San José de Maipo, provincia Cordillera, Región Metropolitana, con una superficie de 27.500 hectáreas (ha)

Calerias, ubicada en las comunas de San José de Maipo y Machalí, provin-cias Cordillera y Cachapoal, Región Metropolitana y Sexta del Libertador Ge-neral Bernardo O´Higgins, respectivamente, con una superficie de 43.200 hec-táreas (ha)

Necul, ubicada en la comuna de Romeral y San Fernando, provincias de Cu-ricó y Colchagua, respectivamente, Sexta Región del Libertador Bernardo



O’Higgins y Séptima Región del Maule, con una superficie de 43.700 hectá-reas (ha)

Calabozo, ubicada en las comunas de Curicó y Molina, provincia de Curicó, Séptima Región del Maule, con una superficie de 42.000 hectáreas (ha)

Sollipulli, ubicada en las comunas de Melipeuco, Curarrehue y Cunco, pro-vincia de Cautín, Novena Región de la Araucanía, con una superficie de 48.400 hectáreas (ha)

2.8. Energía procedente de biomasa. Breve referencia a los biocombustibles

A pesar de que existían algunos estudios relacionados con la bioenergía en universidades y centros de investigación, Chile había estado alejado del desarrollo de la bioenergía hasta el año 2006, fecha en la que asumió el actual gobierno la Presidenta Bachelet, quien incluyó en su programa la evaluación del desarrollo de los biocombustibles como una forma de enfrentar el complejo panorama de la matriz energética del país.

En julio de 2006 se realizó un seminario internacional sobre biocombustibles en la sede de FAO de Santiago en el cual se recomendó a Chile considerar el desarrollo de los biocombus-tibles, especialmente el de los biocombustibles líquidos que se pueden mezclar,y sustituir parcialmente el consumo de la gasolina y el diésel fósiles derivados del petróleo. A partir de entonces, se formó una alianza entre la Comisión Nacional de la Energía (CNE), la Fundación para la Innovación Agraria (FIA) y la Oficina de Estudios y Políticas Agrarias (ODEPA) con el fin de realizar estudios base para evaluar la posibilidad de producir biocombustibles en Chile. Como parte de esta iniciativa la CNE en colaboración con la Cooperación técnica alemana realizó en el año 2007 varios estudios sobre el potencial de biomasa del país. En concreto se analizó el potencial de biogás, de biomasa forestal y de residuos madereros. Asimismo se elaboró una guía sobre el procedimiento a seguir para registrar proyectos de biomasa. (Todos estos estudios están disponibles en la página Web de la Comisión Nacional de la Energía.

En Chile solo un 1,5% de la capacidad instalada de generación eléctrica corresponde a bio-masa. En esta materia el sector forestal ha sido pionero: actualmente los principales proyec-tos de generación de energía a partir de biomasa de esta industria producen alrededor de 537 MW, una parte de ellos se utiliza para autoabastecer las plantas industriales y el resto se inyecta al Sistema Interconectado Central.

Es también destacable la promulgación de la Ley de Recuperación del Bosque Nativo y Fo-mento Forestal durante 2008. Esta permite aprovechar una superficie importante del bosque nativo, parte de la cual podría destinarse al desarrollo de proyectos de biomasa. De acuerdo a los estudios del Instituto Forestal y la Universidad Austral, actualmente existen 3 millones de hectáreas de bosque nativo que podrían ser manejadas, lo que según cálculos de estos organismos, implica una disponibilidad de alrededor de 9 millones de metros cúbicos al año. Entre las empresas presentes en este sector destaca Energía Verde, S.A. que comenzó a principios de los 90 a estudiar la factibilidad de utilizar productos derivados del procesamiento de la madera (aserrín y corteza) para iniciar la cogeneración como fuente alternativa de gene-ración de energía y actualmente ha levantado 2 plantas de cogeneración para suministrar energía a los aserraderos de Constitución y Laja. Entre las empresas que utilizan los pellets como alternativa energética destacan también Corpora Tres Montes, IANSA, CMPC. A pesar



de que los principales segmentos para el uso de pellets son centrales eléctricas y compañías medianas de generación de electricidad y calor, se estima que donde se encuentra un mayor potencial para el desarrollo del mercado nacional es en la calefacción domiciliaria.

Por lo que respecta a la producción de biocombustibles, el gobierno está tomando importan-tes decisiones con el objetivo de despertar el interés de inversores para emprender proyectos en Chile. Entre las medidas adoptadas destacan permitir el uso de bioetanol y biodiesel y la mezcla de bioetanol y biodiesel con gasolina y petróleo diesel, respectivamente, en porcenta-je de 2% y 5% de biocombustibles. Así mismo se han creado redes de investigadores como PIBECH (Plataforma de investigadores de Bioenergía de Chile) y la Red Latinoamericana de Investigadores en Jatropha. En el ámbito de la investigación, FONDECYT, FONDEF, la Uni-versidad de Chile e Innova Bío Bío están financiando varios proyectos. Es de destacar el lla-mado a la formación de consorcios tecnológicos empresariales de investigación en biocom-bustibles a partir de material lignocelulósico. Al llamado que presentó CORFO durante el pre-sente año respondieron importantes empresas nacionales y centros de investigación forman-do 2 consorcios (BIOENERCEL y BIOCOMSA) que comprometieron 7 mil millones de pesos en proyectos de investigación en biodiesel y bioetanol. Ambos proyectos generarán productos concretos en los 5 años de duración del programa. Al final de este período se espera obtener la materialización de los proyectos productivos. Conforme a lo mencionado anteriormente, se proyecta que para 2009 se inicie la comercialización de combustibles mezclados con biocom-bustibles en algunas zonas del país.

Entre las dificultades para desarrollar bioenergía en Chile a partir de la biomasa fores-tal/agrícola se encuentra la falta de identificación de especies forestales/arbustivas que se plantan con este propósito y para cada sitio en particular, la falta de cuantificación de la su-perficie disponible para cada una y la necesidad de mejora en la eficiencia de los procesos, entre otros.

• Fuentes de biomasa

Por lo que se refiere a fuentes de biomasa, a parte del recurso forestal y el aprove-chamiento de materiales procedentes de vertederos es destacable la iniciativa del de-sarrollo del cultivo de Jatropha desarrollada tanto por la Universidad de Tarapacá co-mo por la Universidad de Chile. La jatropha es una planta oleaginosa de porte arbusti-vo que sobrevive y crece en las tierras marginales, erosionadas y agotadas, y necesita poca agua para crecer. De las semillas de sus frutos puede extraerse un 55% de acei-te susceptible de ser fácilmente transformado a biodiésel. Distintas experiencias y en-sayos arrojan un rendimiento de 1.900 litros de aceite por hectárea de jatropha culti-vada a partir del segundo año. La pasta residual que queda como deshecho en la ex-tracción de aceite es rica en proteína cruda, y podría ser transformada en abonos or-gánicos y/o en un excelente alimento balanceado para aves, ganado e incluso peces. Además, de la cáscara y las semillas se puede obtener biogás.

El programa Jatropha Chile, desarrollado por la Universidad de Chile, considera la in-troducción y desarrollo comercial del cultivo en Chile a partir de semillas traídas de Guatemala. Entre las iniciativas que están siendo desarrolladas se encuentra estudios sobre la adaptación de la especie y la selección y propagación de genotipos sobresa-lientes. También se busca definir el potencial productivo, el manejo integral y determi-



nar su viabilidad técnico-económica. A la fecha suman un total de 10 mil plantas repar-tidas en las tres regiones que abarca el proyecto. Para ello, el programa cuenta con el apoyo de varias empresas asociadas que financian los estudios desarrollados en las parcelas. Entre estas empresas se destacan Agrícola Maravilla, Agroenergía, Energía eólica S.A., Escuela Agrícola San Fénix, Inversionistas Nacientes, Jatropha Chile y Li-ceo agrícola de Ovalle. Según los resultados del “Estudio de zonificación agrícola para el establecimiento de áreas potenciales de cultivo de jatropha en las regiones de Anto-fagasta y Bío Bío”, estudio que reveló las siguientes conclusiones:

Del total de área estudiada, se identificaron 75.000 hectáreas disponibles con condiciones favorables (restricciones leves o nulas) para el establecimiento y producción de jatropha.

Las regiones de Coquimbo y O’Higgings son las que presentan mejores condi-ciones para el cultivo de jatropha.

La jatropha permite usar y cultivar una gran cantidad de suelo marginal sin gran valor agrícola, lo que permite aumentar las fronteras agrícolas de Chile constituyendo una alternativa para los agricultores que se encuentran en re-giones en donde sus cultivos han perdido valor comercial.

Manuel Panqueque, gestor académico de la iniciativa, subrayó que aún quedan mu-chos desafíos a los que enfrentarse entre los cuales destaca el desarrollo de la tecno-logía agronómica y en particular, todo lo relativo a la definición de requerimientos de fertilizantes y agua de cultivo de jatropha, selección de plantas elite y mecanización de la cosecha.

• Otras iniciativas

Adicionalmente y para incentivar el desarrollo de proyectos de biomasa, la Comisión Nacional de la Energía, en colaboración con la Corporación de Fomento de la Produc-ción (CORFO), se encuentra desarrollando varias iniciativas entre las que destaca un Concurso para la creación de Consorcios destinados a la investigación para la obten-ción de biocombustibles a partir de microalgas. El objeto de dicho concurso es la creación de consorcios que mediante la adopción, transferencia y comercialización de sus resultados, puedan fortalecer el desarrollo productivo en esta materia. La orienta-ción de los Consorcios Tecnológicos es abordar la relación Ciencia – Empresa, y la administración del concurso es manejada por Innova Chile. La empresa de generación eléctrica AES Gener S.A. (Gener) ha informado recientemente que, en conjunto con la empresa Clean Energy S.A. y con la asesoría de la Unidad de Asistencia Técnica de la Escuela de Ingeniería Bioquímica de la Facultad de Ingeniería de la Pontificia Universidad Católica de Valparaíso, desarrollarán un proyecto de investigación apli-cada cuyo objetivo es lograr una tecnología económicamente sustentable a partir de la captura de CO2 y NOx para la producción de biocombustibles mediante el cultivo de microalgas.

• El comercio internacional de biocombustibles



La UE tiene arancel 0% para la entrada de combustibles fósiles, pero en biocom-bustibles sólo pellets y biogás muestran igual situación. El bioetanol presenta ele-vados aranceles generales, principalmente sin desnaturalizar, y se trata de un pro-ducto en el que Chile no tiene preferencias arancelarias en la actualidad. Aunque hay barreras arancelarias para la entrada de biodiésel (6,5%), Chile está exento de arancel gracias al Acuerdo de Asociación Chile-UE. En cuanto a materias primas, la UE no tiene aranceles para maíz, semillas de raps, maravilla y las demás olea-ginosas, pero protege caña de azúcar (arancel de 4,97%) y remolacha (79,79%), aunque nuestro país está exento de arancel en ambos cultivos.

Por lo que respecta a las importaciones, los envíos a Chile se enfrentan a un aran-cel parejo general de 6%, en todos los combustibles y materias primas analizadas. Al igual que en las exportaciones, la aplicación de este arancel y su posible des-gravación dependerán del país de origen del producto y de la existencia de acuer-dos comerciales bilaterales con Chile.

Petróleo crudo, gas natural, bioetanol como etanol sin desnaturalizar, pellets y bio-gás provenientes de los países de la UE tienen arancel cero para su entrada a Chile. La importación de etanol desnaturalizado desde la UE presenta un arancel actual de 2,73%, que se irá desgravando paulatinamente hasta llegar a cero en 2013. El arancel actual para biodiésel es de 1,5%, y llegará a cero en 2010. Entre las materias primas, caña de azúcar, remolacha y semillas de raps carecen de pre-ferencias, mientras que las semillas de girasol tienen un arancel actual de 2,76%.



IV. MARCO REGULATORIO APLICABLE A LAS ERNCS

Tradicionalmente una de las características del marco regulatorio del sector eléctrico en Chile ha sido la neutralidad en cuánto a las tecnologías y fuentes empleadas, debiendo todos los tipos de energía competir en similares condiciones. En los últimos años y como parte de la política de seguridad energética del gobierno, orientada a favorecer la incorporación de ener-gías renovables no convencionales a la matriz energética del país, se han creado nuevas le-yes con el objetivo de subsanar las debilidades del marco legal presentes en este tipo de energías.

Actualmente el marco regulatorio aplicable a las ERNCs en Chile se compone de las siguien-tes normas:

1.- Ley General de Servicios Eléctricos (DFL Nº 1): Regula la producción, transporte, dis-tribución, concesiones y tarifas de energía. Establece además las condiciones de calidad y seguridad de las instalaciones, maquinaria e instrumentos así como las relaciones entre el Estado y los particulares. El DFL Nº 1 fue modificado en el año 2004 y posteriormente en 2005 para incorporar las novedades de las leyes 19.940 y 20.018.

2.-Ley 19.940 (Ley Corta I): Publicada en el Diario Oficial el 13 de marzo de 2004 marca un hito para las ERNC en Chile, pues por primera vez se establecen beneficios especiales para éstas. Entre los beneficios incorporados destacan los siguientes:

Se amplía el mercado no regulado rebajando el límite de caracterización de clientes libres desde 2.000 Kw. a 500 kW.

Se garantiza el acceso a las redes de distribución para generadores de menos de 9 MW. En este sentido, se mejoran las condiciones para el desarrollo de proyectos de pequeñas centrales de energía no convencional, principalmente energías renovables, por medio de la apertura de los mercados eléctricos a este tipo de centrales y del es-tablecimiento del derecho a evacuar su energía a través de los sistemas de distribu-ción.

Se reforma el mecanismo de cálculo de tarifas en sistemas de tamaño mediano (entre 1.500 Kw. y 200 MW de capacidad instalada). Específicamente, esto atañe a los sis-temas del sur del país, Aysén y Magallanes.



Exención del pago de peajes por el uso del sistema de transmisión troncal para fuen-tes de ERNC.

Se establece un mecanismo de solución de controversias en el sector eléctrico, tanto entre las empresas y la autoridad, como entre empresas, a través del establecimiento del Panel de Expertos.

3.- Ley 20.018 (Ley Corta II): Promulgada el día 19 de mayo de 2005, surge debido a la in-certidumbre de disponibilidad de gas argentino. El principal cambio incorporado por esta ley es la modificación del modelo tarifario para consumidores regulados, que permite establecer contratos de suministro de largo plazo entre generadores y distribuidores lo cual otorga esta-bilidad a la remuneración de la energía en el periodo de los contratos. Con ello, las empresas tradicionales con contratos de largo plazo pueden incluir con menor riesgo en su carpeta a proyectos de generación intensivos en uso de capital y de bajos costos operacionales, como son los proyectos ERNC.

4.- Ley 20.257 (Ley Corta III o ley de ERNC): Promulgada el día 1 de abril de 2008 tiene como principal objetivo crear condiciones adecuadas para incentivar la materialización de proyectos de ERNC y generar mayor confianza en el mercado eléctrico chileno. Los principa-les cambios que establece la ley son los siguientes:

Los comercializadores de energía que operen tanto en el SIC como en el SING debe-rán acreditar a partir del año 2010 que un porcentaje de la energía comercializada proceda de fuentes de energía renovables no convencionales.

La exigencia que regirá durante 25 años (hasta el 2034) recae sobre los contratos de suministro firmados con posterioridad al 31/08/2007.

El porcentaje a acreditar será del 5% para los cinco primeros años (2010-2014), in-crementándose anualmente en un 0,5% hasta llegar al 2024, fecha a partir de la cual se deberá acreditar que un 10% de la energía procede de ERNC.

La ley establece las siguientes sanciones por incumplimiento:

o Cargo proporcional a la energía renovable no convencional no suministrada: 0,4 UTM por cada MW Hr no suministrado.

o Aumenta a 0,6 UTM/ MW Hr, si dentro de los 3 años siguientes al incumpli-miento una empresa reincide en incumplimiento.

o Los importes recaudados se traspasan a los clientes (consumidores) de las empresas que cumplieron la obligación, en forma proporcional a la energía consumida por cada cliente

o

El Gobierno espera que la adecuada aplicación de la ley acelere el desarrollo del mercado asociado a las ERNCs. Se estima que la nueva legislación tenga un impacto en la capacidad instalada de 200 MW al 2010 y aproximadamente 1.400 MW al 2020 (acumulados de nueva capacidad).



Por otro lado, recientemente, el Congreso de los Diputados ha aprobado las modificaciones establecidas por el Senado en el proyecto de ley que establece una franquicia tributaria a las empresas constructoras que instalen sistemas solares térmicos en viviendas de nueva cons-trucción.

La futura ley establece que las empresas constructoras tendrán derecho a deducir, del impor-te de sus pagos obligatorios a la Ley sobre Impuesto a la Renta, un crédito equivalente a todo o parte del valor de los Sistemas Solares Térmicos y de su instalación que instalen en vivien-das de nueva construcción. La ley regirá hasta el 31 de diciembre del año 2013.

Para poder acogerse a la deducción, se deben cumplir los siguientes requisitos:

Los sistemas solares térmicos instalados deberán aportar al menos un 30% del pro-medio anual de la demanda de agua caliente sanitaria estimada para la respectiva vi-vienda.

Los componentes de los sistemas solares térmicos deberán ser nuevos

La empresa constructora deberá acreditar la instalación y sus componentes ante el municipio en el momento de la recepción municipal definitiva de la obra.

Las empresas constructoras se podrán acoger a un crédito equivalente a un porcentaje del coste de los equipos. Este porcentaje variará entre un 20% y un 100%. La ley establece un mayor porcentaje de franquicia para viviendas de menor valor, en concreto:

Para inmuebles cuyo valor no exceda de 2.000 unidades de fomento, el beneficio po-tencial máximo será equivalente a la totalidad del valor del respectivo Sistema Solar Térmico y su instalación.

Para inmuebles cuyo valor sea superior a 2.000 unidades de fomento y no exceda de 3.000 unidades de fomento, el beneficio potencial máximo será equivalente al 40% del valor del respectivo Sistema Solar Térmico y su instalación.

Para inmuebles cuyo valor sea superior a 3.000 unidades de fomento y no exceda de 4.500 unidades de fomento, el beneficio potencial máximo será equivalente al 20% del valor del respectivo Sistema Solar Térmico y su instalación. Las viviendas con un va-lor superior al indicado no darán derecho al beneficio.

En ningún caso, el beneficio tributario podrá exceder de 32,5 UF por vivienda en 2009 y de 30 UF por vivienda en 2013.

La franquicia tributaria regirá a partir de la publicación del reglamento que lo regula, sólo res-pecto de las viviendas cuyos permisos de construcción o las respectivas modificaciones de tales permisos se hayan otorgado a partir del 1 de enero de 2008 y que hayan obtenido su recepción municipal final a partir de dicha publicación y antes del 31 de diciembre de 2013. Sin embargo, también accederán al beneficio aquellas viviendas cuya recepción municipal se obtenga después del 31 de diciembre de 2013, cuando ésta se haya solicitado antes del 30 de noviembre de 2013.

Adicionalmente, también forman parte del marco regulatorio del sector:

Ley 20.220 para resguardar la seguridad en el suministro a los clientes regulados y la suficiencia de los sistemas eléctricos.



Decreto Supremo Nº 327: Es el reglamento orgánico que contempla todos los aspec-tos normados en la Ley General de Servicios Eléctricos, derogando disposiciones con-tenidas en normativas dispersas y parciales.

Decreto Supremo Nº 244: Promulgado en 2005, aprueba el Reglamento para Medios de Generación No Convencionales y Pequeños Medios de Generación. El decreto fija disposiciones a empresas que posean medios de generación cuyos excedentes de potencia sean menores a 9 MW (PMG, PMGD) y/o se basen en una fuente no con-vencional (MGNC) con excedentes de potencia inferiores a 20 MW.

Decreto supremo Nº 62: Promulgado en 2006 aprueba el Reglamento de Transfe-rencias de Potencia entre Empresas Generadoras Establecidas en la LGSE.

Decreto supremo Nº 26: Promulgado en 2008, establece medidas para evitar, reducir y administrar déficit de generación en el Sistema Interconectado Central, en ejecución del artículo 163 de la LGSE.

Decreto Nº 99/ Nº 188: Fija peajes en distribución aplicables al servicio de transporte prestado por concesionarios de distribución.

Toda la legislación está disponible en la página de la Biblioteca del Congreso Nacional de Chile (www.bcn.cl) y en la página de la Comisión Nacional de la Energía (www.cne.cl)



V. INSTRUMENTOS DE FOMENTO AL DESARROLLO DE LAS ERNCS

Con la finalidad de impulsar el desarrollo de las ERNCs en Chile, junto con los cambios en el marco regulatorio recogidos en el apartado IV y la generación de información útil para orientar la identificación y evaluación de este tipo de proyectos en Chile (potenciales energéticos dis-ponibles en el país, descripción de procedimientos de tramitación ambiental), el Gobierno de Chile mantiene instrumentos de fomento que apoyan la inversión privada en ERNC entre los que destacan la cofinanciación de estudios de preinversión, la cofinanciación de la inversión de proyectos y la obtención de financiación mediante MDL.

1. APOYO DE CORFO Desde el año 2005, en una iniciativa conjunta de CORFO (Corporación de Fomento de la Producción) y la CNE, se está entregando cofinanciación (subsidios) para el desarrollo de los estudios que permitan evaluar la viabilidad técnica y económica de proyectos de ERNC. Actualmente CORFO dispone 3 líneas específicas para el apoyar el desarrollo de proyectos de ERNC en Chile: cofinanciación de estudios de preinversión en fase prelimi-nar, cofinanciación de estudios de preinversión en fase avanzada y líneas de crédito para la inversión.

a. Cofinanciación de estudios de preinversión en fase preliminar

Esta línea financia los estudios necesarios para la cuantificación del recurso ener-gético (estudios de prospección) así como los estudios conducentes a proponer soluciones tecnológicas, definiendo claramente el alcance del proyecto y la eva-luación preliminar del mismo (ingeniería conceptual).

Los importes financiados son los siguientes:

Límite del 50% del coste de los estudios y de un 2% de la inversión esti-mada, sin sobrepasar los USD 60.000 por proyecto evaluado. Sujeto a la presentación de garantías respecto al acceso al acceso sobre el recurso energético: Los proyectos a evaluar deben comprometer inversiones supe-riores a USD 400.000



Los estudios de prospecciones eólicas tienen un subsidio máximo de USD 20.000 para monitoreo en un punto o de USD 30.000 para dos puntos

La realización de un PDD considera un máximo de USD 12.500 de cofi-nanciación, sin perjuicio del o la cofinanciación para otros estudios en la fa-se de preinversión.

La línea de ingeniería conceptual incluye:

Alternativas tecnológicas a utilizar en el proyecto

Análisis de la pertinencia en regulación aplicable y permisos ambientales y sectoriales

Diseño conceptual de obras civiles y primera selección de equipos electro-mecánicos

Definición de capacidad de generación y potencia firme

Evaluación económica: costes de inversión, mantenimiento, beneficios, in-dicadores rentabilidad, análisis de sensibilidad

Versión preliminar del modelo de negocios y estructura de la financiación: definición de venta a mercado eléctrico

Estudios de costes marginales de energía

Estudio punto óptimo de conexión

Cálculo preliminar de pago de peajes por subtransmisión y transmisión

Layout preliminar para el emplazamiento

Descripción de fabricación e instalación del proyecto

Para proyectos hidroeléctricos: geología, topografía, batimetría e hidrología

Diseño conceptual de la línea de interconexión: Capacidad de conexión al sistema de transmisión o distribución

Determinación de equipos de transformación y equipos de operación y pro-tección

Estudio vías de acceso y análisis de servidumbres: estudios legales

b. Cofinanciación de estudios de preinversión en fase avanzada

Esta línea financia parte del coste de los estudios de ingeniería básica y de detalle, estudios de conexión eléctrica y EIA o DIA, entre otros.

La cofinanción será de hasta un 50% del coste total del estudio y/o asesoría, con un tope de hasta 5% de la inversión estimada y sin sobre pasar los USD 160.000 de cofinanciación por proyecto evaluado. El proponente deberá presentar eviden-cia de para garantizar el acceso al recurso energético. Este instrumento no aplica para mediciones del recurso disponible o estudios de prefactibilidad.



En concreto, esta línea financia:

Dimensionamiento y análisis de diagramas de flujos

Definición alternativa tecnológica

Proyectos de biomasa: balance de biomasa

Determinación preliminar de condiciones de operación, consumos, peso y dimensiones de los equipos de principales del proceso.

Elaboración de los diagramas de procesos, unificares, de tubería e instru-mentación correspondientes

Especificaciones de compra de los equipos principales y, otros que presen-tan largos tiempos de entrega,

Ubicación detallada de emplazamiento

Estudios legales previos para definir los cambios de uso de suelo

Subestación eléctrica de potencia de la central

Para proyectos hidroeléctricos: estudio geosísmico del área de aducción

c. Líneas de crédito para la inversión

Financia la fase de ingeniería de detalle y la tramitación de bonos de carbono (MDL). Estas líneas de crédito son aplicables para empresas con ventas anuales de hasta USD 30 millones o equivalente.

Crédito CORFO Medioambiental: El importe máximo es de USD 5 millones por proyecto con 30 meses de período de gracia y entre 2 y 12 años para el retorno total del crédito, a una tasa fija en UF y USD.

Crédito CORFO ERNC: Máximo de UF 400.000 por proyecto. Tasa de inte-rés fija en UF y en USD, con plazos de pago de hasta 12 años y un período de gracia de hasta 36 meses. Esta línea busca apoyar aquellos proyectos de generación y transmisión de ERNC.

En ambas líneas de financiación, hasta un 30% puede destinarse al capital de tra-bajo requerido para la operación del proyecto.

En concreto de la parte de ingeniería de detalles financia:

Layout y planes definitivos

Diagramas de proceso

Especificaciones de equipos y consumos, materiales y obras

Selección de proveedores y propuesta final: emisión de licitaciones y de órdenes de compra

Estudio cálculo de obras civiles

Estudio cálculo y diseño piping



Electricidad e instrumentación y control pendientes

Dentro de la tramitación de bonos de carbono MDL, CORFO financia

Desarrollo Documento Diseño de Proyecto (PDD)

Validación

2. MECANISMO DE DESARROLLO LIMPIO (MDL) Chile ratificó el Protocolo de Kyoto en agosto de 2002. Este Protocolo que entró en vi-gencia en febrero de 2005, determina que para el período 2008-2012, los países des-arrollados deberán reducir el 5% de las emisiones totales de gases de efecto invernade-ro (GEI).

Los países en vías de desarrollo como Chile, no tienen obligaciones de reducción de emisiones, sino más bien tienen la posibilidad de obtener aportes financieros a proyec-tos, aplicando a los Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) que fueron establecidos por el Protocolo de Kyoto.

La función de la Designated Nacional Authority (DNA) se encuentra a cargo de la Comi-sión Nacional del Medio Ambiente (CONAMA) que lidera un comité ejecutivo al cual per-tenecen también representantes de los Ministerios de Agricultura y Relaciones Exterio-res así como de la CNE. Hasta julio de 2007 se habían registrado 16 proyectos chilenos de energías renovables, principalmente proyectos hidroeléctricos y de biomasa.

Anualmente CORFO publica un directorio con los proyectos de energía renovable sus-ceptibles de ser registrados como MDL y que buscan inversores. La tabla 5.1 recoge los proyectos publicados en el directorio de 2009. Éste clasifica los proyectos en función de la madurez de los mismos:

• Alpha: Proyectos bajo estudios de prospección y exploración. Requieren fuerte apoyo para su materialización

• Beta: Proyectos con estudios de prefactibilidad iniciados. Requieren apoyo téc-nico y económico.

• Gamma: Proyectos con estudios de prefactibilidad finalizados. Requieren apoyo en áreas específicas

• Delta: Proyectos en los cuales todos los estudios de factibilidad han sido com-pletados y reúnen todos los requisitos para comenzar la fase de ingeniería avan-zada, PDD, evaluación medioambiental y otros estudios.



TABLA 5.1.- PROYECTOS EN BÚSQUEDA DE INVERSORES (DIRECTORIO CORFO 2009)

Nombre del proyecto Fuente de

energía

Capacidad instalada

(KW) Ubicación Región CO2

tons/año EstadoVentus Solaris I Eólica 200.000 Quillagua Antofagasta 508.956 Beta Granja eólica Quillagua Eólica 100.000 Quillagua Antofagasta 180.000 Delta Ventus Solaris II Eólica 180.000 La Sana Antofagasta 431.886 Beta Ventus Solaris III Eólica 80.000 La Negra Antofagasta 203.582 Beta Desarrollo de jatropha para la producción de aceite y biodiesel Biomasa 1.000 La Serena Coquimbo 5.400 Alpha Granja eólica Llay Llay Eólica 40.000 Llay Llay Valparaíso N/A Beta El Molle LFG Biomasa 2.000 Valparaíso Valparaíso 6.400 Beta Generación de ERNC a par-tir de residuos avícolas Biomasa 3.000 Quilpué Valparaíso

Bajo va-loración Gamma

Las Vizcayas Mini hidráulica 2.990 Santiago Metropolitana 12.514 Alpha

Coyanco Mini hidráulica 1.200San José del Maipo Metropolitana 2.220 Gamma

Minimet Biomasa 9.000 Rancagua O' Higgings 6.000 Delta Biorefinería del Pacífico Biomasa 6.000 Las Cabras O' Higgings 80.000 GammaPlanta de cogeneración en aserradero de Santa Blanca Biomasa 1.952 Constitución Maule 9.411 Beta

Mariposas Mini hidráulica 6.300San Clemen-te Maule 16.500 Beta

Dunas de Chanco Eólica 130.000 Chanco Maule 199.550 GammaPlantaciones dendroenergé-ticas para planta CHP Biomasa 12.500 Cabrero Bío Bío N/A GammaMCH Antuco Mini hidraúlica 1.000 Antuco Bío Bío N/A Beta MCH Chacayal Mini hidraúlica 400 Los Angeles Bío Bío N/A Beta El Águila Mini hidraúlica 12.000 Los Angeles Bío Bío 40.000 Beta Los padres Mini hidraúlica 2.000 Quilleco Bío Bío N/A GammaGranja eólica Lebu Sur Eólica 108.000 Lebu Bío Bío 160.833 GammaGranja eólica Lebu 2 Eólica 40.000 Lebu Bío Bío 57.820 Beta Granja eólica Lebu 3 Eólica 100.000 Lebu Bío Bío 144.500 Beta Cagliari Biomasa 40.000 Mulchén Bío Bío 160.000 Beta Callaqui Mini hidraúlica 16.800 Ralco Bío Bío 42.048 Beta MCH Liai Mini hidraúlica 1.500 Alto Bío Bío Bío Bío N/A Beta Cap E-12 Mini hidraúlica 2.500 Victoria Araucanía 9.864 Beta Citer 2010 Biomasa 5.000 Temuco Araucanía N/A GammaSanta Julia Mini hidraúlica 4.905 Melipeuco Araucanía N/A Alpha El calabozo Mini hidraúlica 8.829 Cunco Araucanía N/A Alpha Añihueraqui Mini hidraúlica 2.000 Curarrehue Araucanía 4.785 Beta Las flores Mini hidraúlica 5.000 Futrono Los Ríos N/A Beta Caunahue Mini hidraúlica 20.000 Ranco Lake Los Ríos 40.000 Beta Maihue Mini hidraúlica 16.250 Ranco Lake Los Ríos 53.000 Beta

Melipue Mini hidraúlica 22.620Ranco Laek Llifen Aysen 53.215 Alpha

Fuente: CORFO



El directorio de proyectos con mayor información de los mismos se encuentra disponible en la página Web de CORFO (www.corfo.cl ).

Para mayor información sobre los procedimientos para aplicar al MDL, la CNE, junto a GTZ y CONAMA publicaron la “Guía del Mecanismo de Desarrollo Limpio para Proyectos del Sector Energía en Chile”. Esta guía se encuentra disponible en la página Web de la Comisión Na-cional de la Energía (www.cne.cl) -



VI. ASPECTOS PRÁCTICOS DE LA INVERSIÓN EN EL SECTOR

1. INTEGRACIÓN AL MERCADO DE ERNC 1.1. Alternativas de integración a un sistema eléctrico

La integración del proyecto de ERNC al sistema eléctrico parte de la identificación del tipo del subsistema al que se pretende integrar. De acuerdo a la reglamentación vigente se debe se-leccionar si la conexión se hará a nivel de subsistema de distribución o subsistema de trans-misión. En Chile, se considera sistema de distribución aquellos con tensión menor o igual a 23Kv y sistemas de transmisión a aquellos con tensiones superiores a 23Kv.

La normativa técnica aplicable a la conexión y operación difiere según sea el sistema de co-nexión seleccionado. Si el proyecto de ERNC pretende la conexión a un sistema de distribu-ción, la normativa aplicable es la Norma Técnica de Conexión y Operación en media tensión (NTCO). Si por el contrario la conexión es a sistemas de transmisión, la normativa técnica aplicable es la que se encuentra en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicios (NTCSS).

Los reglamentos se pueden consultar en la página Web de la CNE (www.cne.cl)

1.2. Tramitación de permisos técnicos y conexión a redes de transmisión

Como se ha especificado en el apartado anterior varían en función de si se pretende realizar la conexión a una red de distribución o de transmisión:

a) Conexión a redes de distribución

Un interesado en conectar un PMGD (pequeño medio de generación) a la red de me-dia tensión de un sistema de distribución deberá informar por escrito su intención a la respectiva empresa distribuidora, adjuntando los antecedentes establecidos en la re-glamentación vigente. Dichos antecedentes deben ser entregados llenando la “Solici-tud de Información de las Instalaciones”. Una copia del formulario de solicitud de in-formación con los antecedentes completos deberá ser remitida por el interesado a la SEC.

La empresa distribuidora proporcionará al interesado los antecedentes de sus instala-ciones de distribución que resultan relevantes para el diseño y la operación del PMGD



que solicita la conexión al sistema de distribución dentro de un plazo máximo de 15 días. Dichos antecedentes deberán contener:

1. Plano geo-referenciado mostrando la identificación, características técnicas a lo largo del trazado y la ubicación de los puntos singulares del alimentador de dis-tribución.

2. Los puntos singulares mínimos a identificar son: equipos de maniobra, equipos de interrupción, equipos de compensación, puntos de derivación, puntos donde se ubican otros equipos de protección, control y comunicaciones, y puntos de conexión de los usuarios del sistema de distribución (SD).

3. Las secciones y tipos de conductor existentes en cada segmento del trazado de la red demedia tensión.

4. La demanda de diseño del alimentador en la cabecera.

5. Los proyectos de inversión relevantes que afectarán la información proporciona-da sobre el alimentador, incluyendo ampliaciones o modificaciones de éste, para un horizonte de 18 meses, a partir de la fecha de solicitud de los antecedentes.

6. La capacidad de cortocircuito de la subestación que abastece al alimentador, calculada considerando las ampliaciones o modificaciones previstas en el núme-ro anterior.

Una vez recibida la información de la empresa de distribución, el interesado puede desarrollar la ingeniería de su proyecto. Concluida la determinación del punto de co-nexión al sistema y el desarrollo de la ingeniería respectiva, el interesado en el pro-yecto elaborará la Solicitud de Conexión a la Red (SCR). La SCR deberá contener como mínimo:

• Plano de ubicación de las instalaciones, incluyendo la designación y límites del terreno.

• Disposición y diagrama unilineal de todas las instalaciones eléctricas, con los datos de los equipos considerados, incluyendo posibles líneas y subestaciones en media tensión, de unión con el cliente mismo, longitudes de cables y líneas, esquemas de subestaciones.

• Datos eléctricos de los transformadores que se emplearán en la conexión al SD.

• Descripción de las protecciones, especificando tipo, fabricante, conexión y fun-ciones.

• Corriente de cortocircuito en el punto de conexión al SD de media tensión.

• Descripción del tipo y forma operativa de la máquina motriz, generador y even-tualmente inversor o convertidor de frecuencia, así como de la forma de co-nexión al SD, incluyendo hojas de datos y protocolos de pruebas.

• En el caso de inversores y convertidores de frecuencia: protocolos de pruebas o antecedentes similares sobre las armónicas superiores e intermedias espe-



radas. En el caso de centrales eólicas: certificados, protocolos de pruebas o antecedentes similares sobre las características eléctricas.

• Informe acerca del impacto del PMGD en el punto de repercusión asociado.

• Información sobre controladores de frecuencia y voltaje, con sus rangos de operación, y del sistema de control y protecciones.

Elaborada la Solicitud de Conexión a la Red (SCR), el interesado deberá presentarla ante la empresa distribuidora respectiva. Copia de la SCR deberá ser enviada a la SEC y al CDEC que corresponda dentro de los 3 días siguientes a su presentación ante la empresa distribuidora.

En un plazo máximo de dos meses contados desde la fecha de presentación de la SCR por parte del interesado, la empresa distribuidora deberá remitir, con copia a la SEC, los siguientes informes:

ICC (Informe de Criterios de Conexión), donde manifieste el acuerdo o desacuerdo con lo consignado en la SCR presentada por un interesado o propietario de un PMGD. Este informe deberá contener los antecedentes técnicos que sustentan la posición de la empresa distribuidora.

Adicionalmente, la empresa distribuidora podrá emitir un informe de costos de co-nexión, en el caso que desee justificar que los costos adicionales en las zonas ad-yacentes al PMGD son mayores a los ahorros por la operación de un PMGD.

En la elaboración de los informes anteriores, la empresa distribuidora deberá conside-rar en todo momento los requerimientos necesarios para mantener los estándares de calidad de suministro en su red.

En caso de la no aceptación de la SCR por parte de la empresa distribuidora, el usua-rio deberá seleccionar otro punto de conexión y realizar una nueva ingeniería del pro-yecto. Si por el contrario existe disconformidad del interesado con los informes de la distribuidora, éste podrá presentar una solicitud de correcciones a dichos informes, en la cual incluya los antecedentes que fundamentan su disconformidad. Dicha solicitud deberá ser remitida tanto a la empresa distribuidora como a la SEC, en un plazo máxi-mo de 20 días de recibidos los informes de parte de la empresa distribuidora. La em-presa distribuidora deberá responder a la SCR en un plazo no superior a 15 días co-rridos desde la fecha de su recepción, junto con el ICC y el informe de costos de co-nexión, los cuales deberán incorporar todas las modificaciones efectuadas a partir de los antecedentes presentados en la mencionada solicitud de correcciones.

En el caso de ser aceptada la SCR, ésta tendrá una vigencia de 18 meses contados desde la recepción del ICC por parte del interesado o propietario de un PMGD.

Antes del inicio de la operación sincronizada del PMGD, se deberá efectuar el Proto-colo de

Puesta en Servicio, el que se refiere al conjunto de pruebas de carácter técnico nece-sarias para aprobar la puesta en servicio de las instalaciones. Éste será remitido a la



empresa distribuidora para su evaluación, la que deberá dar su conformidad en un plazo máximo de 15 días corridos desde la recepción del mismo.

Una vez realizado el Protocolo de Puesta en Servicio, definido en la NTCO, la empre-sa distribuidora podrá postergar la conexión del PMGD al SD en caso de que se verifi-que un incumplimiento de los antecedentes consignados en la SCR, sólo hasta que se corrija la situación que justifica la postergación. En caso de no adoptar la postergación señalada, la empresa respectiva lo comunicará por escrito al propietario del PMGD, con copia certificada a la SEC, indicando los elementos o sistemas que se encuentran en disconformidad de acuerdo a lo establecido en el protocolo.

Previo a la entrada en operación del PMGD, el propietario del PMGD deberá enviar a la SEC una copia del Protocolo de Puesta en Servicio, aceptado por la empresa co-rrespondiente. Una vez cumplido lo anterior, el PMGD podrá iniciar su operación.

b) Conexión a redes de transmisión

De acuerdo a lo que establece la Ley, las instalaciones de los sistemas de transmisión troncal y de los sistemas de subtransmisión de cada sistema eléctrico están sometidas a un régimen de acceso abierto, pudiendo ser utilizadas por terceros, bajo condiciones técnicas y económicas no discriminatorias entre todos los usuarios, a través del pago de la remuneración del sistema de transmisión.

En los sistemas adicionales sólo estarán sometidas al régimen de acceso abierto aquellas líneas que hagan uso de servidumbres y las que usen bienes nacionales de uso público, como calles y vías públicas, en su trazado. El transporte por estos siste-mas se rige por contratos privados entre partes, y conforme a lo dispuesto en las dis-posiciones legales pertinentes.

De acuerdo con la reglamentación vigente, toda unidad generadora deberá comunicar por escrito su interconexión al sistema, con una anticipación mínima de 6 meses, tanto a la CNE como al CDEC correspondiente. Adicionalmente, las obras de generación no pueden entrar en servicio hasta que se comunique con quince días de anticipación a la SEC. En dicha comunicación se deberá indicar al menos, una descripción general de las obras que se ponen en servicio, una relación de los principales equipos y mate-riales, sus características técnicas y la indicación de si son nuevos o reacondiciona-dos.

Los requisitos de diseño e información a entregar por parte de los generadores se describen en detalle en la NTSCS, los que son válidos para cualquier medio de gene-ración que se integre a un sistema eléctrico. Cabe señalar que a partir del año 2006, los contenidos de esta norma reemplazaron en buena medida las definiciones esta-blecidas en el Reglamento Eléctrico D.S. 327 utilizado en el sector desde el año 1997.

1.3. Costes y duración estimada de la construcción de centrales de pasada

El estudio elaborado por la Comisión Nacional de Riego denominado “Centrales hidroeléctri-cas asociadas a obras de riego. Manual para Organizaciones de Usuarios de Agua” recoge



los costes estimados y fases de un proyecto de construcción de una central de pasada. El es-tudio concluye que los costes de inversión de una central de pasada varían entre 1,5 y 2,5 mi-llones de USD/MW. Sin embargo para decidir sobre la viabilidad o no del proyecto será nece-sario tener en cuenta también otros factores entre los que destaca la estabilidad de la hidro-logía, la evolución de precios de potencia y energía y la posición de la central para inyectar la energía en el Sistema Interconectado.

El mismo informe realiza un análisis de las posibles etapas del proyecto así como el tiempo y desembolso de la inversión que deberá ser realizado en cada una de ellas. Las siguientes fa-ses se pueden tomar como referencia en la construcción de una central de pasada:

Etapa 1.- Apreciación de variables críticas

En una primera fase la Organización de Usuarios de Agua entrega exclusividad a la empresa hidroeléctrica para que realice un estudio general y determine su interés so-bre el proyecto. Se estima que esta fase tenga un tiempo de duración de 60 días e implique un coste del 0,5% de la inversión total. Entre otras variables se estudia la al-tura bruta y neta de generación, el caudal y sus variaciones estacionales y anuales, las distancias a las lineas de transmisión y se realiza una primera aproximación del coste total y de la venta de energía y pago por potencia.

Etapa 2: Acuerdo de entendimiento y evaluación de factibilidad

La empresa hidroeléctrica y la OUA firman un documento para reglamentar el estudio del proyecto a nivel de prefactibilidad. En esta fase se realiza un estudio detallado de la factibilidad del proyecto y en concreto el estado de derechos de aprovechamiento de aguas, valor de las servidumbres, apreciación de impacto ambiental, determinación de la capacidad de la energía generable, necesidades y alternativas del proyecto entre otros. El tiempo estimado de duración de esta fase es de aproximadamente 6 meses y se espera que suponga un coste de 1% de la inversión.

Etapa 3: Desarrollo de la central

Se produce la firma del Acuerdo de Desarrollo del Proyecto en el que se establecen las condiciones económicas y beneficios de la OUA. El periodo de duración de esta fase es muy variable (9-24 meses) y depende en gran medida de la complejidad de la central. Se debe tener presente que serán necesarias las autorizaciones de la Direc-ción General de Aguas (DGA), Estudio de Impacto Ambiental por la Comisión Nacio-nal de Medio Ambiente (CONAMA) y de la Dirección de Obras Hidráulicas (DOH).

Se estima que esta fase supone un 2-6% de la inversión

Etapa 4: Construcción de la central

Varia en función del tamaño y la complejidad pero generalmente oscila entre 1 y 3 años.



2. PRINCIPALES BARRERAS A LA INVERSIÓN 2.1. Barreras generales a la inversión

a) Condiciones geográficas y estructura del SIC

La geografía del país y la red que integral del SIC dificultan la incorporación de mi-ni/micro-centrales al sistema, ya que -en general-, los recursos energéticos están ubi-cados lejos de los centros de consumo y el sistema troncal de transmisión del SIC presenta limitaciones. Ello dificulta en muchos casos el acceso de los proyectos de ERNC a las líneas de transmisión y distribución.

b) Ausencia de incentivos atractivos

El sistema regulatorio actual no dispone de incentivos adecuados para estimular la in-versión en ERNC, las que al ser energías nuevas tienen un coste de inversión mayor, particularmente al comienzo de su aplicación. En países más avanzados en esta ma-teria (Alemania, Costa Rica, Brasil, España), la implementación de programas de in-centivos ha sido fundamental para la incorporación de ERNC a la red eléctrica, como también para el desarrollo de tecnologías y generación de externalidades positivas. Diversos expertos han señalado que aunque la ley 20.257 supone un avance para el país en materia de ERNC, es necesaria una política de subvención similar a la de la Unión Europea. Actualmente la Comisión Nacional de la Energía no tiene previsto desarrollar ningún tipo de mecanismo similar puesto que considera viable el desarrollo de este tipo de proyectos sin dichos programas.

c) Falta de cultura, experiencia y madurez tecnológica

Un desarrollo tecnológico maduro permite reducir los riesgos en la implementación de proyectos energéticos basados en ERNC. En Chile, la adaptación, aplicación y sopor-te de la tecnología presenta severas debilidades, que frenan y encarecen el desarrollo de estas fuentes: falta de recursos humanos especializados; débil infraestructura tec-nológica; escasa capacidad de manufactura y servicios asociados; falta de capacidad industrial local (cluster de Energía); y, sobre todo, falta de capacitación de personal adecuada.

d) Insuficiente información cuantificada de los recursos naturales disponibles

Aunque el país cuenta con un gran potencial de energías hidroeléctricas, geotérmicas, eólicas, biomasa y solar no explotada, éstas se encuentran mal identificadas y no existen estudios exhaustivos que cuantifiquen el potencial disponible, lo que dificulta la formulación y desarrollo de proyectos ERNC sobre bases sólidas. Como ya se ha co-mentado anteriormente, entre las medidas adoptadas por la CNE se encuentra el de-sarrollo de nuevos estudios para determinar de forma fiable este potencial.



e) Asimetrías en el poder de negociación

La provisión de equipos y sistemas compite con la alta demanda de otros países y usuarios, lo que plantea tiempos largos de espera y costes mayores en la compra de insumos.

g) Inversión elevada y acceso a financiación

La inversión inicial en ERNC es alta si se compara con otras tecnologías. Ello sumado a las dudas sobre el retorno de la inversión que está sujeto a la variación del precio de la energía tradicional, es motivo de no realizar inversiones en este campo.

h) Incertidumbre respecto a la tecnología a emplear y su respuesta local

La tecnología es desconocida y los desarrolladores de proyectos tienen dudas sobre cual es mejor y sobre la vida útil de la aplicaciones, es por ello que postergan sus deci-siones de inversión.

2.2. Barreras específicas a la inversión en el sector por tipo de energía a) Energía mini hidráulica (centrales de pasada)

Entre las principales barreras destaca la falta de definición adecuada de la gestión de los derechos de aguas, las franjas de paso, el acceso a subestaciones de subtransmisión y el acceso a datos técnicos del SIC para la gestión técnica de proyectos.

Además se debe tener presente que pueden surgir conflictos en las negociaciones con las Organizaciones de Usuarios de Aguas encargadas de administrar y distribuir este recurso. A pesar de que en Chile la información sobre precios de arriendo y venta de derechos de agua es escasa es recomendable para una buena negociación tener antecedentes de precios de agua así como de las perspectivas a mediano plazo de los negocios de gene-ración eléctrica.

En el caso de las centrales hidroeléctricas asociadas a obras de riego, el conflicto de inter-eses con las Organizaciones de Usuarios de Agua generalmente se produce por aquellos caudales que no pueden ser usados en un mismo instante para generar y para regar. En este sentido es primordial que la empresa hidroeléctrica entienda que el fin primordial del derecho de agua es el riego y que por lo tanto la generación de electricidad no debería afectar a la actividad agrícola. Asimismo es recomendable que se diseñen planes de con-tingencia y formas de enfrentar la situación en caso de que se requiera paralizar la central hidroeléctrica.

b) Energía geotérmica.

La principal barrera es la alta inversión inicial de las exploraciones del recurso geotérmico lo que unido al alto grado de incertidumbre sobre los resultados desanima la exploración de esta fuente energética. Adicionalmente, se debe considerar que el acceso a los recur-



sos supone obras de infraestructura adicional, caminos, accesos, instalación de faenas, traslado e instalación de plataformas. Presenta también una fuerte barrera las comunida-des cercanas a los proyectos que generalmente se oponen a los mismos debido a las du-das sobre emisiones e impacto que estos pueden tener en sus hábitat.

c) Energía eólica.

El principal impedimento para el desarrollo de este recurso energético es la falta de catas-tros y mediciones de comportamiento del viento. Actualmente en Chile hay pocas estacio-nes metereológicas que contengan registros largos y confiables. Este aspecto está siendo mejorado recientemente con la iniciativa desarrollada por la Comisión Nacional de la Ener-gía denominada “Explorador eólico solar”. Esta herramienta permite, mediante la introduc-ción de las coordenadas, obtener la medición del recurso en un determinado área. Aspec-tos regulatorios respecto de derechos de exploración de recursos eólicos, costos del terre-no y franjas de paso.

Adicionalmente se debe tener en cuenta que las zonas con vientos más fuertes general-mente están en lugares con mala accesibilidad a los sistemas interconectados.

d) Energía de biomasa.

Su principal dificultad es la ubicación distribuida. En la medida que se requiera recolectar la biomasa, el costo de la logística de adquisición del recurso y de su transporte limitará el tamaño y rentabilidad de la planta. Las plantas de generación en base a biomasa tienen ventajas de aplicación para iniciativas de cogeneración, donde se empleen residuos o de-sechos. Respecto de la generación eléctrica, la biomasa compite con otros usos como es la generación de agrocombustibles, como fue esbozado en capítulos anteriores.

e) Energía solar

La principal dificultad reside en el coste de inversión y comparativamente, en la ausencia de incentivos económicos (del tipo subsidios o tributarios), como se aprecia en países más avanzados. Adicionalmente, hay elevada incertidumbre sobre la viabilidad de los proyec-tos. Es destacable también el desconocimiento sobre la tecnología solar, montaje de equi-pos y reparaciones adecuadas,



VII. ANEXOS

1. PRINCIPALES EVENTOS DE INTERÉS

AMBIENTAL 2009

Descripción del evento: Reunión de Medio Ambiente de América Latina que se celebra bie-nalmente y convoca durante 4 días a empresas y profesionales que exhiben la oferta de bie-nes y servicios tecnológicos para sectores de energía, recursos hídricos, manejo y control de residuos y líquidos y control de emisiones y calidad del aire.

Fecha: 7 al 10 de Octubre de 2009.

Expositores: 150 empresas.

Visitantes: 7.000 visitas técnicas y profesionales.

Superficie: 8.000 m2

Tarifa: 9 UF (m2)

Lugar de realización: Centro Cultural Estación Mapocho

Web: www.expoambiental.cl

Contacto Comercial: Teléfonos: (56-2) 530 7207/530 7000

E-mail: [email protected]

EXPOACESOL 2009

Descripción del evento: El encuentro está dirigido tanto a proveedores, comercializadores y representantes de equipos relacionados con las energías limpias como a las empresas constructoras, de arquitectura, inmobiliarias y consultoras que deseen implementar la efi-ciencia energética en su área de negocio.

Fecha: 26 a 28 de Noviembre de 2009

Expositores: 50 empresas

Superficie: 2.000 m2



Lugar: Parque Bicentenario de Vitacura

Web: www.acesol.cl

Contacto comercial: Ximena Fernández


IV ENCUENTRO INTERNACIONAL DE INVERSIONES EN ERNC Y MDL

Descripción del evento: El encuentro es el Nº1 de su categoría en Chile y está organizado por La Agencia de Desarrollo Económico de Chile (CORFO). Reúne a inversores privados, in-termediarios del mercado de carbón, desarrolladores nacionales de proyectos, proveedores de servicio, bancos, agentes públicos y expertos en el sector de Energía Renovables y MDL.

Fecha: 7 y 8 de septiembre de 2009.

Participantes: Más de 1000 participantes, 200 empresas inversoras de 20 países, 1000 reuniones formales organizadas.

Lugar: Hotel Crowne Plaza, Santiago de Chile

Web: www.investchile.com

Contacto comercial: Teléfono 56- 2- 244- 2435


FEREXPO ENERGÍAS 2009

Descripción del evento: Encuentro enfocado a dar a conocer y promover las energías reno-vables no convencionales, la eficiencia energética y cuidado del medio ambiente.. Además, durante el encuentro, se exhibirán diferentes tecnologías aplicadas en proyectos de energías

Fecha:1 al 4 de octubre de 2009

Participantes: En la edición de 2008 asistieron 8.700 personas y 25 empresas expositoras

Lugar: Centro de Eventos de Munich, Malloco, Chile

Web: http://www.ferexpo-energias.cl/

Contacto comercial: [email protected]



2. LISTADO DE EMPRESAS PRESENTES EN EL SECTOR 2.1. Empresas de ingeniería y consultoría del sector

AES GENER S.A. Dirección: Mariano Sánchez Fontecilla 310 - Piso 3 Las Condes. Santiago Tel.: (56-2) 6868844 – 6868927 E-mail: [email protected] Web: www.aes.com ALSTOM (DIVISIÓN MEDIOAMBIENTAL) Sánchez Fontecilla 310, Oficina 101 Las Condes, Santiago Tel.: +56 2 2908500 Fax: +56 2 2908500 Web: www.alstom.cl Email: [email protected] AMBAR, S.A. Av. José Pedro Alessandri 1495 Ñuñoa, Santiago Teléfono: +56 2 8101304 Fax: +56 2 2399807 Web: www.ambar.cl Email: [email protected] ANDES INGENIERÍA AMBIENTAL LTDA. Serrano 417, 3er. Piso Concepción Tel.: +56 4 195366 Fax: +56 4 1931958 Web: www.andesambiental.cl E-mail: [email protected] AMBIENTE Y TECNOLOGÍA LTDA.. Los Alerces 2425 Nuñoa, Santiago Tel.: +56 2 238 1604 Fax: +56 2 239 7013



Web: www.ayt.cl Email: [email protected] ARCADIS GEOTÉCNICA Eliodoro Yañez 1893 Providencia, Santiago Tel.: (56 2) 3816000 Fax: (56 2) 3816001 E-mail: [email protected] Web: www.arcadis.cl BARTECH Av. Americo Vespucio Sur 1301 Las Condes. Santiago Tel.: (56-2) 2064500 E-mail: [email protected] Web: www.barttech.cl BETTER CONSULTORES José Domingo Cañas 1580 Ñuñoa, Santiago Teléfono: (56 2) 415 63 53 Fax: (56 2) 223 38 29 E-mail: [email protected] Web: www.better.cl CONECTA S.A. Dirección: Gorbea 1881. Santiago Teléfono: 56-2 6997913 E-mail: [email protected] Web: www.conecta.cl CYPCO (Constructora Cuevas y Purcell, S.A.) Rosario Norte 555, of. 701 Las Condes- Santiago Tel.: +56 2 347 2800 Fax: +56 2 342 4871 Web: www.cypco.cl ECOFYS VALGESTA



Andrés de Fuenzalida 47, piso 5 Providencia, Santiago Tel.: (56 2) 335 02 97 Fax: (56 2) 3358404 ECOI EFICIENCIA ENERGÉTICA Avda. Padre Hurtado 689 Las Condes- Santiago Tel.: +56 2 229 6108 Web: www.ecoi.cl E-mail: [email protected] ECOINGENIEROS Estoril 50, Of.404-A Las Condes, Santiago Tel.: (56 2) 2475424 Fax: (56 2) 2125948 E-mail: [email protected] Web: www.ecoingenieros.cl EMPRESAS PERCH San Agustin 03541, Parque Industrial Puerta Sur San Bernardo. Santiago Tel.: (56-2) 270 2200 E-mail: [email protected] / [email protected] Web: www.perch.cl ENERGÍA CHILE CONSULTORES Avenida San Martín 01018 Temuco, IX Región Teléfono: (56 2) 748 589 E-mail: u.senjo@energíachile.cl Web: www.energiachile.cl ENERGÍAS RENOVABLES Consultora especializada en la introducción de negocios de energías renovables en Chile. Contacto: Carmen Benayas del Álamo Cargo: Delegada América Latina. Dirección: Francisco de Asís, 205, El Golf. Las Condes, Santiago. Teléfono: +56 2 886 7193



Móvil: +56 08 142 0994 Email: [email protected] ENERGÍAS RENOVABLES DE CHILE Ahumada 1312, Oficina 913 Santiago centro, Santiago. Tel : (56 2) 245 34 06 Web: www.eerr-chile.cl E-mail: [email protected] GAC/E&E GESTIÓN AMBIENTAL CONSULTORES Padre Mariano 103, of. 307 Providencia, Santiago Tel.: (56 2) 236 08 86 Fax: (56 2) 235 11 00 E-mail: [email protected] Web: www.gac.cl GESCAM Av. Los Conquistadores 1700, Piso 23, Oficina A Providencia, Santiago Teléfono: +56 2 4692035 Fax: +56 2 4692038 Web: www.aepa.cl/ Email: [email protected] FUNDACIÓN CHILE (ÁREA DE MEDIOAMBIENTE Y METROLOGÍA) Av. Parque Antonio Rabat 6165 Vitacura, Santiago Teléfono: +56 2 240 0426 Fax: +56 2 241 9380 Web: www.fundacionchile.cl Email: [email protected] GHD, S.A. Av. Apoquindo 4775, Ofic. 601 Las Condes, Santiago de Chile Tel.: (56 2) 433 54 00 Fax: (56 2) 433 54 25 E-mail: [email protected]



Web: www.ghd.com.au INGENIERÍA Y SERVICIOS ENEMARK LTDA. Málaga 115, Of. 511 Las Condes, Santiago Teléfono: (56 2) 206 18 32 E-mail: [email protected] Web: www.enemark.cl NEOENER INGENIERÍA LTDA Teléfono: (56 2) 699 58 11 Web: www.neoener.com E-mail: [email protected] ON GROUP CONSULTORA Guardia Vieja 255, Of 1801 Providencia. Santiago Teléfono: +56 2 4815050 Fax: +56 ) 4815053 Web: www.on-group.cl PLASTIC OMNIUM, S.A. Galvarino Gallardo 1754 Providencia, Santiago Teléfono: +56 2 236 0000 Fax: +56 2 235 9377 Web: www.plasticomnium.cl Email: [email protected] SAVE ENERGY Zenteno 1474 Santiago Centro Tel.: +56 2 958 2130 E-mail: [email protected] Web: www.saveenergy.cl SMART ENERGY Av. 11 de Septiembre1881 Of. 1823 Providencia, Santiago Teléfono: (56-2) 335 5948



Fax: (56-2) 333 0788 E-mail: [email protected] Web: www.smartenergy.cl SK ECOLOGIA Asturias 149 Las Condes Santiago Tel.: +56 2 837 4550 Fax: +56 2 208 2629 Web: www.ske.cl SOLAR FREE Emilio Vaisse 344 Providencia-Santiago Chile Tel.: 56-2-2227732 E-mail: [email protected] Web: www.solarfree.cl SOLUZIONA CHILE, S.A. Av. Providencia 1760, Piso 18 Providencia, Santiago Teléfono: +56 2 4423200 Fax: +56 2 4423299 Web: www.soluziona.com Email: [email protected] TBE CHILE Andrés de Fuenzalida 17 of. 11 Providencia, Santiago Teléfono: (56 2) 2331367 E-mail: [email protected] Web: www.tbe.cl WIRELESS ENERGY CHILE Parcela 6, Ruta 5 Sur Km. 1017 Puerto Montt Fono: +56-65-292100 Fax: +56-65-292102 E-mail: info@renovable



2.2. Empresas de energía solar en Chile

ACQUAGAS LTDA Calle Nueva 1499 Peñaloen Santiago Tel.: +56 2 278 9385 Web: www.acquagas.cl AEL (Auditoria Energética, Ltda.) Ocho Norte 1176 Viña del Mar Tel: +56 32 248 7131 Web: www.ael.cl AEMENERGIA Avda. Tupungato 3850 Edificio tecnológico CORFO Curauma- Valparaíso Tel.: +56 32 257 0161 Web: www.aemenergia.cl E-mail: [email protected] ALSONTEC Padre Damián 14048 Colina Tel.: +56 2 673 6382 Fax: +56 2 299 7819 Web: www.alscontec.com A & N INGENIERÍA Y CONSTRUCCIÓN Napoleón 3565, of. 202 Edificio Studio II Las Condes- Santiago Tel. +56 2 203 7700 Fax: +56 2 203 7711 E-mail: [email protected] Web: www.ayn.cl ANWO Calle Los Orfebres 380



La Reina- Santiago Tel. +56 2 731 0000 Fax: +56 2 273 1101 Web: www.anwo.cl ASPROCOM Avda. Gran José M. Carrera 5161 of. 308 San Miguel- Santiago Tel.: + 56 2 634 2716 Web: www.asprocom.cl ARKENTE Coquimbo 55 Santiago Tel. (+56 2) 2223201 Fax: (+56 2) 2222698 E-mail: [email protected] Web: www.arkente.cl AVALCK Ingeniero Budge 656 San Miguel- Santiago Tel.: +56 2 552 02620 Fax: +56 2 552 3860 E-mail: avalck@valck,cl Web: www.avalck.com BETA Ltda. Paseo Huérfanos 713, of. 705 Santiago Tel.: + 56 2 638 4634 Fax: +56 2 638 4634 Web: www.betachile.cl BRITEC Los Cerezos 969 Ñuñoa Santiago Tel.: +56 2 8813110 Web: www.britec.cl E-mail: [email protected]



CALDER SOLAR Unión Literaria 2015 Ñuñoa – Santiago Tel.: +56 2 223 1633 Fax: +56 2 269 7060 Web: www.calder.cl CHISOL, S.A. Avda. Matta 759 Providencia- Santiago Tel.+56 2 5840642 E-mail: [email protected] Web: www.chisol.cl CAMCO Huelen 154, of. 12 Providencia- Santiago Tel.: +56 2 236 2424 Web: www.camcochile.cl Contacto: [email protected] CIERCHILE Web: www.cierchile.cl E-mail: [email protected] CLIMACENTER Los Olivos 1523 Villa San Pedro- Concepción Tel.: +56 41 2946 941 Web: www.climacenter.cl CODIFER Avda. Freire 1822, Paradero 18 Quilpue- Valparaíso Tel.: +56 32 240 4350 Web: www.codifer.cl COVA SOLAR Gabriela Mistral 0591



Antofagasta Tel.: +56 55 241 453 Web: www.covasolar.cl E-mail: [email protected] CREAPOR SA 11 de Septiembre 1363, of. 506 Providencia- Santiago Tel.:+56 2 812 20 63 E-mail: [email protected] Web: www.creapor.cl ECODISSA /ESCOENERGY Avda. Suecia 0119 Providencia- Santiago Tel.: +56 2 753 7170 E-mail: [email protected] Web: www.ecodissa.cl ECRAL CLIMATIZACIONES, LTDA Santa Elena 1122 Santiago Tel.: +56 2 784 1810 Web: www.ecral.cl EMINSOL Rosita Renard 240, Antofagasta Tel. (+56 55) 242840 Fax: (+56 55) 248334 E-mail: [email protected] ENERFICAZ CHILE LTDA Av. Vitacura 2909, of. 811 Tel.: (+56) 2 9461478 www.enerficaz.cl ENERGY GROUP S.A. Luis Jonson 2613, Independencia, Santiago Tel. (56-2) 457 6090 E-mail: [email protected]



Web: www.energygroup.cl ENERGIA DEL SUR Carretera General Martín 9340 Galpón P. Quilicura- Santiago Tel.: +56 2 376 5071 Fax: +56 2 443 5421 Web: www.energiadelsur.cl E-mail: [email protected] ENERTRON Av. 11 de Septiembre 2250, OF. 1206 Providencia- Santiago Tel.: +56 2 840 1800 Web: www.enertron.cl EQUIPOS SOLARES Obispo Arturo Espinoza Campos Nº 2854 (ex Los 3 Antonios), Macul – Santiago Teléfono (56-2) 362 19 19 Web: www.equipossolares.cl Correo electrónico: [email protected] ESOL Santa Elena 1412 Santiago Tel.: +56 2 556 4871 Web: www.esol.cl E-mail: [email protected] FADILEC SOLAR LTDA Rogelio Ugarte 1817 Santiago Teléfono: +56 2 5565730 Web: www.fadilecsolar.cl FARENHOUSE Avda. Apoquindo 4499, piso 16 Las Condes – Santiago Tel.: +56 2 413 6070



Web: www.farenhouse.cl E-mail: [email protected] GASCO SOLAR Santo Domingo 1061 Santiago Chile Tel.: +56 2 694 4444 Web: www.gasco.cl GREEN ENERGY Edificio CCU Av. Vitacura 2670 piso 15 Las Condes, Santiago Teléfono: +56 (2) 820.4343 Fax: +56 (2) 820.4201 E-mail: [email protected] Web: www.greenenergy.cl HIDROFRESH Enrique Foster Sur 150 Tel.: +56 2 885 2409 Web: www.hidrofresh.cl HIDROSOLAR Pedro de Valdivia 2657 Ñuñoa - Santiago Tel.: +56 2 205 1146 E-mail: [email protected] Web: www.hidrosolar.cl INSISOLAR Colonia Kennedy, parcela 4 Lote A2-2 Paine Tel.: +56-7 690 5715 E-mail: [email protected] Web: www.insisolar.cl INSIX Cuarto álamos 321 Maipú- Santiago Tel.: +56 2 886 5996



Web: www.insix.cl E-mail: [email protected] INSOTERMIC LTDA. Dirección: Calle del Rey 1896 Maipu Santiago Teléfono: (2) 723 2392 E-mail: [email protected] Web: www.insotermic.cl INTERPACÍFICO Avda. Francisco de Bilbao 6002 Las Condes- Santiago Tel.: +56 2 207 9300 Fax: +56 2 263 6516 E-mail: [email protected] Web: www.interpacifico.cl ISENER Palacio Riesco 4201 A Huechuraba - Santiago Tel.: +56 2 247 9741 Web: www.isener.com E-mail: [email protected] JUNKERS (GRUPO BOSCH) San Eugenio 40 Ñuñoa-Santiago Tel. +56 2 7820200 Fax: +56 2 7820300 Web: www.junkers.cl KAPPA ECOTECNOLOGIAS Villa Ayquina, Camarones 4166 Calama Tel. (+56 55) 337154 E-mail: [email protected] Web: www.kappaworld.cl LUMISOLAR Av. Tobalaba 1569



Providencia- Santiago Tel. (56-2) 415 2773 Fax: (56-2) 415 2774 Web: www.lumisolar.cl MACOSOLAR LTDA Malvilla 4622 Puente Alto, Santiago, Teléfono: (56-2) 2186827 E-mail: [email protected] Web: www.macosolar.cl MEKIS ARNOLDS Los Abedules 3079 Vitacura- Santiago Tel. (+56 2) 953 6770 Fax: (+56 2) 953 7777 E-mail: [email protected] Web: www.mekis-arnolds.cl METALÚRGICA WINTER, S.A. Av. Alberto Hurtado Cruchaga 1974 Est.Central Tel.+56 02 923 6400 Fax: +56 2 683 3032 E-mail: [email protected] Web: www.wintersa.cl MIROSOLAR Avda. Francisco Bilbao 2894 Providencia- Santiago Tel.: +56 2 435 0770 Web: www.mirosolar.cl E-mail: [email protected] NORDIN INGENIERIA Rinconada 9038 Vitacura Tel.: +56 2 727 3196 E-mail: [email protected] Web: www.nordin.cl



NORTEI Pedro González 2811 Iquique Tel.: +56- 57 320 454 E-mail: [email protected] Web: www.nortei.cl PANELES SOLARES José Joaquín Pérez 4464 Santiago Tel: +56 2 891 13521 Web: www.panelesolares.cl PASSIVHAUSS Andina 95 Parque industrial casilla 40 Puerto Montt Tel.: +56 65 250 138 Web: www.renearenas.cl PISCINERIA Avda. Jorge Alessandri 255 La Reina- Santiago Tel.: +56 2 751 5555 Fax: +56 2 273 2745 Web: www.piscineria.cl RIO VALLE LTDA. Calle Obispo Manuel Alday 188 Concepción- Santiago Tel. +56 41 297 8121 Web: www.riovalle.cl SECAR LTDA Avda. Lircay 316 Recoleta Tel.: +56 2 622 6742 Web: www.secarclima.cl SIGESTA Gaspar de la Barrera 3041



Santiago Tel.: +56 2 683 35 24 E-mail: [email protected] Web: www.sigesta.cl SOLAR ELECTRIC (División solar de Chilectra) Santa Rosa 76 piso 5 Santiago Tel.: +56 2 675 2484 E-mail: [email protected] Web: www.chilectra.cl SOLAR SYSTEM -SOLAHART CHILE La Torre 2254, Antofagasta Tel. (+56 55) 430422 E-mail: [email protected] l Web: www.solahart.cl SOLAR3 Avda. Portales 1314 San Bernardo – Santiago Tel. (+56 2) 8414567 Web: www.solar3.cl SOLAR INTERPACIFICO Avda. Francisco Bilbao 6002 Las Condes Tel.: +56 2 2079300 Fax: +56 2 263 6516 E-mail: [email protected] Web: www.interpacifico.cl SOLARCO Gac Ovalle 2842 Recoleta – Santiago Tel. (+56 2) 2205602 Fax: (+56 2) 4188794 Web: www.solarco.cl SOLENER



Emilio Vaisse 686 Santiago Tel.: +56 2 225 8335 E-mail: [email protected] Web: www.solener.cl SOLUCIÓN SOLAR Dr. Johow 315 Nuñoa, Santiago Tel.: 56 2 2055650 Web: www.solucionsolar.cl Email: [email protected] TÉCNICA ELEMEC CHILE, S.A. Domeyko 1774 Santiago Centro Tel.: +56 2 697 0218 Web: www.telemec.cl E-mail: [email protected] TECNOCALOR Emilio Vaisse N° 344 Providencia Teléfono:+56 2 222 7732 Web: www.tecnocalor.cl TERMOSERVIC Pintor Roberto Matta 7128 Macul Santiago Tel. (+56 2) 2219640 E-mail: [email protected] Web: www.termoservic.cl TERRA SOLAR /AUTO FLAME Irarrázaval 3755 Ñuñoa- Santiago Tel.: +56 2 362 0685 Fax: +56 2 362 0679 Web: www.terrasolar.cl



TIERRAS AUSTRALES El Vergel 2729, of. 502 Providencia- Santiago E-mail: [email protected] Web: www.tierrasaustrales.cl TOTAL SOLAR Web: www.totalsolar.cl Teléfono: 09-217 9321 [email protected] TRANSSEN CHILE Diagonal Oriente 1374, Providencia –Santiago Tel. +56 2 364 9103 E-mail: [email protected] Web: www.transsen.cl VIOSOL Av. José Pedro Alessandri 627 Ñuñoa- Santiago Teléfono: +56 2 752 03 07 E-mail: [email protected] Web: www.viosol.cl Empresas de energía eólica en Chile COLBÚN Av. Apoquindo 4775, piso 11 Santiago Teléfono: 56-2-4604000 Fax: 56-2-4604005 E-mail: [email protected] Web : www.colbun.cl EOLICASOLAR Dirección: Libertador Barnardo O’Higgins 240 Of. 81. Santiago Teléfono: (56-2) 2222715 E-mail: [email protected] Web: www.eolicasolar.cl



EMPRESA NACIONAL DE ELECTRICIDAD (ENDESA) Dirección Santa Rosa 76, Edificio Endesa, Santiago Teléfono: 56- 2 -6309000 Fax: 56-2- 6353938 E-mail: [email protected] Web: www.endesa.cl HIDROELÉCTRICA GUARDIA VIEJA Dirección : Av. Apoquindo 4775, piso 11, Santiago Teléfono: 56-2-4604000 Fax: 56-2-4604005 E-mail: [email protected] Web : www.hgv.cl ENDESA Eco Dirección: Santa Rosa 76, Edificio Endesa, Santiago Teléfono: 56- 2 -6309000 Fax: 56-2- 6353938 E-mail: [email protected] Web: www.endesa.cl SOLENER Dirección: Emilio Vaisse 686, Ñuñoa- Santiago Teléfono: 56-2-2258335 Fax: 56-2-4537687 E-mail: [email protected] Web: www.solener.cl SOLTEC Dirección Chacabuco 2154. Valparaíso Teléfono: 56-32- 2254513 Fax: 56-32- 254514 E-mail: [email protected] Web: www.soltec-ltda.cl WIND SERVICE Dirección: Marchant Pereira 221 Piso 12, Providencia. Santiago E-mail: [email protected] Web: www.windservice.cl



WIRELESS Dirección Parcela 6, Ruta 5 S/N, Km. 6,5 Puerto Montt Teléfono: 56- 65- 29 21 00 Fax: 56-65-29 21 02 E-mail: [email protected] Web: www.wireless-energy.cl CRISTALERÍA TORO Dirección Dagoberto Godoy 182, Cerrillos. Santiago de Chile Tel. (+56 2) 4374500 Fax: (+56 2) 4374501 E-mail: [email protected] Web: www.cristoro.cl

3. FUENTES DE INFORMACIÓN Y DIRECCIONES ÚTILES

3.1. Organismos públicos chilenos

Aduanas de Chile www.aduana.cl

Banco Interamericano de Desarrollo www.iadb.org

Biblioteca del Consejo Nacional de Chile www.bcn.cl

Centro de Despacho de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande (CDEC-SING)

www.cdec-sing.cl/

Chile Sustentable http://www.chilesustentable.net/

Comisión Nacional de Energía (CNE) www.cne.cl/

Contacto: Christian Santana

Comisión Nacional del Medio Ambiente (CONAMA) www.conama.cl

Comisión Nacional de Riego www.cnr.cl

Contacto: Velia Arriagada Ríos

CORFO. Agencia de Desarrollo Económico de Chile. www.corfo.cl

Contactos

Rodrigo García

Investment Executive Renewable Energy and CDM.

Tel: (56-2) 631 8377



Francisca Martinez

Investment Executive.


Tel.: (56-2) 631 8603

Invest in Chile www.investchile.com

Corma. Corporación Chilena de Madera. www.corma.cl

Instituto Nacional de Estadísticas de Chile .www.ine.cl

Instituto Nacional de Normalización. www.inn.cl

Instituto Forestal www.infor.cl

Superintendencia de Electricidad y Combustible (SEC)www.sec.cl

Ministerio de Economía www.economia.cl

Ministerio de Hacienda www.hacienda.gov.cl

Ministerio de Minería www.minmineria.cl

ProChile www.prochile.cl

Proyecto de Electrificación Rural con Energías renovables http://www.renovables-rural.cl/home.html

SERNAGEOMIN. Servicio Nacional de Geografía y Minería www.sernageomin.cl

Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental www.e-seia.cl

Sistema Interconectado del Norte Grande www.cdec-sing.cl/

SOFOFA. Sociedad de Fomento Fabril. www.sofofa.cl

3.2. Asociaciones empresariales del sector Asociación de Empresas y Profesionales para el Medio Ambiente, AEPA. Dirección: Av. Guardia Vieja 255, Oficina 1111, Providencia, Santiago, Chile. Teléfono: +56 2 381 1545 / 381 1546 Web: http://www.aepa.cl/ Email: [email protected] Asociación Chilena de Energía Solar. ACESOL Dirección: Suecia 119, Providencia, Santiago. Teléfono: (56 2) 753 7160 Web: www.acesol.cl E-mail: [email protected]



Asociación Chilena de Energías Renovables y Alternativas. ACERA. Dirección: Piedad, 32, Las Condes, Santiago. Teléfono: (+ 56) 2 220 4042 Fax: (+56) 2 212 8260 E-mail: [email protected] Web: www.acera.cl 3.3. Organizaciones españolas en Chile Embajada Española en Chile Av. Andrés Bello 1895, Providencia, Santiago Fonos 2352754 / 55 / 61, 2357819 Fax 2361547, 2351049 [email protected] www.mae.es Oficina Comercial Consejero: J. Manuel Becerra Av. 11 de Septiembre 1901, piso 8, Providencia, Santiago Fono 2049786, fax 2045814 [email protected] Consulado: Av. 11 de Septiembre 2353, piso 9, Providencia, Santiago Casilla 16229 Fono 2334070, fax 2343024 [email protected] www.mae.es/consulados/santiagodechile/ Consejería Cultural, Of. Técnica de Cooperación AECI y Centro Cultural de España Av. Providencia 927, Providencia, Santiago Fono 7959700, fax 7959750 [email protected] y [email protected] www.ccespana.cl Consejería de Defensa: Merced 186, of. 21, Santiago; Fono 6320750, fax 6320752 [email protected]



Consejería del Trabajo y Asuntos Sociales: Av. Providencia 2019, Casa D3, Providencia, Santiago Fono 2310985, fax 2324668 [email protected] Consejería de Información y Prensa: Cirujano Guzmán 24, of. 92, Providencia, Santiago Fonos 2351327 / 28, fax 2359956 [email protected] Cámara Oficial Española de Comercio de Chile Carmen Sylva 2306 Providencia Santiago Teléfono: (56 2) 231 71 60 Fax: (56 2) 233 52 80 Correo electrónico: [email protected] Sitio Web: www.camacoes.cl Asociación de Instituciones Españolas de Chile Dirección: Av. Libertador Bernardo O’Higgins 1550. Santiago Teléfono:(56-2) 698 57 07 Fax: (56-2) 671 96 31 Casilla 13723 - Correo 21 http://www.aiech.cl Colectividad Madrileña de Chile Av. Libertador Bernardo O’Higgins 1550 Teléfono: (56 2) 212 87 71 Fax: (56 2) 212 87 71 Correo electrónico: [email protected] 3.4. Instituciones de Chile en España Embajada de Chile en España Lagasca 88, 6 planta, Madrid Código Postal 28001 Fono 34 (91) 4319160/4355842 Fax 34 (91) 5775560 Consulado General en Madrid C/Rafael Calvo, 18, 5º D, 28010. Madrid. Teléfonos: (+34 91) 319 07 63 ó (+34 91) 319 95 59 Fax: (+34 91) 319 32 78



Oficina Comercial ProChile en España Directora Comercial: Patricia Braniff Duffau C/ Velázquez, nº 80, 1º Izq. 28001. Madrid Teléfono: 34-91 435 7834 / 435 7897 Fax: 34-91 435 0413 4. OTROS DATOS DE INTERÉS SOBRE EL PAÍS

CUADRO 4.1- INFORMACIÓN GENERAL SOBRE CHILE

Superficie 756.950 km2

Situación Sur de Sudamérica, bordeando el Océano Pacífico, entre Argentina y Perú.

Capital Santiago de Chile

Principales ciudades Antofagasta, Temuco, Rancagua, Talca, Puerto Montt, Arica, Iquique, Coquimbo, La Serena, Osorno, Valdivia.

Clima Templado; desértico en el Norte; Mediterráneo en la zona central; frío y húmedo en el Sur

Población 16.736.740 Densidad de población 22 Crecimiento de la población 1,24% Esperanza de vida 78,5 años Grado de alfabetización 96% Tasa bruta de natalidad (1/1000) 15,04 nacimientos /1.000 personas Tasa bruta de mortalidad (1/1000) 5,87 muertes/1.000 personas

Fuente: Informe económico y comercial de la Ofcomes de Santiago de Chile

CUADRO 4.2.- EVOLUCIÓN DE LOS PRINCIPALES INDICADORES ECONÓMICO DE CHILE

2005 2006 2007 2008

PIB Tasa de variación real (%) 5,6 4,6 4,7 3,2 Inflación Media anual (%) 3,0 3,4 4,4 8,7 Tipo de interés Banco Central Fin de perío-do (%) 4,5 5,25 6,0 8,25

EMPLEO Y TASA DE PARO Población activa (x 1.000 habitantes) 6.798,4 6.802,7 6.944,2 7.203,2 % Desempleo sobre población activa 9,2 7,8 7,1 7,8

SUPERÁVIT (+) / DÉFICIT (-) PÚBLICO % de PIB +4,8 +7,9 +8,7 +5,2



DEUDA PÚBLICA en MUSD 9.371 7.666 7.094 -- en % de PIB 7,3 5,3 4,1 --

EXPORTACIONES DE BIENES en MUSD 41.266,9 58.680,1 67.665,8 66.455,5 % variación respecto a período anterior 26,9 42,2 15,3 -1,8

IMPORTACIONES DE BIENES en MUSD 30.492,3 35.899,8 44.030,7 57.609,4 % variación respecto a período anterior 32,9 17,7 22,6 30,8

SALDO B. COMERCIAL en MUSD 10.774,6 22.780,3 23.635,1 8.845,9 en % de PIB 9,1 15,5 14,4 5,2

SALDO B. CUENTA CORRIENTE en MUSD 1.448,9 6.838,2 7.188,6 -3.439,6 en % de PIB 1,2 4,7 4,4 -2,0

DEUDA EXTERNA en MUSD 46.211 49.497 55.671 64.768 en % de PIB 38,9 33,9 34,0 38,2

SERVICIO DE LA DEUDA EXTERNA en MUSD 8.072 12.633 12.014 14.463 en % de exportaciones de b. y s. 16,7 19,1 15,7 18,7

RESERVAS INTERNACIONALES en MUSD 16.963 19.429 16.910 23.162 en meses de importación de b. y s. 5,3 5,3 3,8 4,0

INVERSIÓN EXTRANJERA DIRECTA en MUSD 3.827,5 5.928,3 7.340,1 --

TIPO DE CAMBIO FRENTE AL DÓLAR media anual 559,8 530,3 522,5 522,5 fin de período 514,3 527,6 499,3 649,3

Fuente: Informe económico y comercial de la Ofcomes de Santiago de Chile

5. BIBLIOGRAFÍA Casanueva Iglesias, Rebeca; Taha Hinojosa, Estebán: “Barreras y oportunidades arancela-rias para Chile en el comercio internacional de biocombustible”.

Comisión Nacional de la Energía: “Las energías renovables no convencionales en el mercado eléctrico chileno”.

Comisión Nacional de la Energía “Guía del Mecanismo de Desarrollo limpio para proyectos del sector de la energía”.

Comisión Nacional de la Energía: “Política energética y nuevos lineamientos”.



CEPAL: Seminario “Situación y perspectivas para el desarrollo de la geotermia en América Latina” desarrollado durante los días 1 y 2 de septiembre en Santiago de Chile.

Universidad Federico Santa María: “Contribución potencial de energías renovables no con-vencionales al SIC , año 2025”.

Energias No Convencionales (Lectura ITSM)

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