AGENDA  PARA  IMPULSAR  LAS  INVERSIONES    EN  GENERACION  ELECTRICA  DE  BASE    

 SEGUNDO  INFORME1  

               

SEBASTIAN  BERNSTEIN  GABRIEL  BITRÁN  

ALEJANDRO  JADRESIC  MARCELO  TOKMAN  

   

OCTUBRE  2013          

   

                                                                                                                         1  Este  es  el  segundo  informe  de  un  estudio  encargado  por  la  Confederación  de  la  Producción  y  el  Comercio  con  el    objeto  de  proponer  acciones  destinadas  a  reactivar  las  inversiones  en  centrales  generadoras  de  energía  de  base  en  el   Sistema   Interconectado   Central.   El   primer   informe   fue   entregado   en   Julio   de   2013.   Las   opiniones   son   de  exclusiva  responsabilidad  de  los  autores  y  no  comprometen  a  la  entidad  contratante.  

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CONTENIDO           Resumen  y  conclusiones                              3                    

1. Introducción                              22    

2. Balance  de  energía  2020-­‐2030                                                28        

3. Participación  ciudadana  informada  y  accountability                    42    

4. Aportes  a  comunidades  locales                          46    

5. Ordenamiento  territorial                            50    

6. Tramitación  de  permisos                          56  -­‐  

7. Sistemas  de  transmisión                          70      

8. Licitaciones  de  suministro  de  distribuidoras                                        75        

Anexo.  Permisos  aplicables  a  proyectos  de  generación  eléctrica                87          

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 Resumen  y  Conclusiones  

   

Objetivo  del  estudio    Este  es  el  segundo  informe  de  un  estudio  encargado  por  la  Confederación  de  la  Producción  y  el  Comercio   (CPC)   con   el   objeto   de   proponer   una   agenda   destinada   a   reactivar   la   inversión   en  grandes   centrales   generadoras   de   base   en   el   Sistema   Interconectado   Central   (SIC).   Dichas  centrales   son   esenciales   para   el   funcionamiento   continuo,   seguro   y   eficiente   de   un   sistema  eléctrico,  pues  permiten  proveer  grandes  bloques  de  energía  en   forma  constante  y  a   relativo  bajo  costo  de  generación.  Normalmente  en  el  SIC  esta  función  ha  sido  satisfecha  por  centrales  hidroeléctricas,  termoeléctricas  a  carbón,  plantas  de  ciclo  combinado  que  emplean  gas  natural  y  algunos  aportes  de  plantas  que  usan  biomasa.  A  futuro  se  podrán  sumar  sistemas  basados  en  energías  renovables  no  convencionales  (ERNC)  de  producción  continua  y  eventualmente  plantas  núcleo-­‐eléctricas.      En  el  primer  informe  se  realizó  un  diagnóstico  de  las  dificultades  que  actualmente  existen  para  desarrollar   proyectos   de   generación   de   base,   se   presentaron   proyecciones   de   la   posible  evolución  de   la  demanda   y   capacidad  de   generación  en  el   SIC  hasta  el   2020   y   se   formularon  propuestas  que  contribuyeran  al  éxito  de  las  licitaciones  de  suministro  del  consumo  regulado  de  las   empresas   distribuidoras,   poniendo   el   foco   en   los   requerimientos   de   energía   que   se  generarán  en  el  período  2014-­‐2020.    En   este   este   segundo   informe   se   amplían   las   proyecciones   de   demanda   y   capacidad   de  generación   al   período   2020-­‐2030,   considerando   la   integración   de   los   sistemas   SIC   y   SING.  Posteriormente   se   formulan   propuestas   respecto   de   los   siguientes   temas:   participación  ciudadana   y   acción   responsable   de   la   autoridad,   aportes   a   las   comunidades   locales,  ordenamiento  territorial,  tramitación  de  permisos  administrativos,  expansión  de  los  sistemas  de  transmisión  y   licitaciones  de  suministros  de  distribuidoras  para  consumos  en  el  período  2020-­‐2030.      En   su   conjunto,   las   proposiciones   realizadas   en   este   estudio   pretenden   contribuir   al  establecimiento  de  un  “nuevo  trato”  que  cuente  con  un  amplio  acuerdo  y  permita  reactivar  las  inversiones   que   el   país   requiere   en  materia   de   generación   eléctrica   de   base   y   la   transmisión  eléctrica  asociada.        Síntesis  del  primer  informe    Diagnóstico  de  la  situación  actual    La  disminución  en  el  ritmo  de   inversiones  en  grandes  centrales  de  base  está   incidiendo  en  un  notable   aumento   de   los   precios   de   la   electricidad   y   una   creciente   dificultad   de   las   empresas  

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distribuidoras   y   grandes   clientes   industriales   para   renovar   sus   contratos   de   suministros.   La  paralización   del   ritmo   de   inversiones   es   una   de   las   principales   amenazas   al   crecimiento   y  competitividad  de  la  economía  chilena.      El   problema   no   es   la   falta   de   interés   en   invertir,   sino   la   dificultad   para   concretar   proyectos  debido  a  la  creciente  oposición  de  grupos  ciudadanos  y  a  las  trabas  administrativas,  políticas  y  judiciales  que  se  han  ido  generando.  Entre  las  razones  se  encuentran  la  pérdida  de  confianza  en  la  institucionalidad,  la  falta  de  espacios  de  participación,    la  capacidad  de  grupos  de  oponerse  a  proyectos  por  motivos  ambientales  y  otras  razones,  la  desinformación  en  materias  energética,  una   comunidad   local  menos   dispuesta   a   aceptar   inversiones   con   una   distribución   geográfica  inequitativa   de   costos   y   beneficios,   y   una   creciente   competencia   por   usos   alternativos   del  territorio.      Al   no  poderse   aprovechar   plenamente   los   recursos   hídricos   o   construir   plantas   de   carbón,   el  costo  medio  de  desarrollo  del  SIC  está  pasando  de  US$  80-­‐90  por  MWh  a  US$  120-­‐130,  en  el  caso  que  se  puedan  desarrollar  masivamente  centrales  en  base  a  GNL  (o  más  si  se  debe  recurrir  a   centrales   en  base   a  petróleo  diesel).  Dicha  diferencia   aplicada   a   la   generación   total   del   SIC  implica   un   mayor   costo   de   US$   2.000   millones   anuales   que   deberán   soportar   los   clientes  residenciales  e  industriales.  Esta  situación  dañaría  la  competitividad  de  la  economía,  originando  el   cese   de   operaciones   de   industrias   y   el   consecuente   impacto   negativo   en   la   producción,   la  inversión  y  el  empleo.      Escenarios  2014-­‐2020    En   el  mediano   plazo   (2013-­‐2016)   el   escenario   de   abastecimiento   será   un   poco  más   relajado,  pues  se  están  incorporando  unos  900  MW  de  capacidad  de  base  de  proyectos  convencionales  y  unos  300  MW  en  ERNC  en  desarrollo.  Pero  a  partir  de  2017   la  situación  es  más  preocupante,  pues   no   está   claro   cuándo   se   podrán   concretar   nuevos   proyectos   hidroeléctricos   o  termoeléctricos   de   gran   tamaño,   o   la   interconexión   SIC-­‐SING.   Ello   está   dificultando   el  ofrecimiento  contratos  de  suministro  eléctrico  a  mediano  y  largo  plazo.    Para   hacer   frente   a   esta   coyuntura   y   evitar   aumentos   en   los   costos  marginales   que   pueden  llegar  a  140  -­‐150  US$/MWh  para  hidrología  media  en  2018  y  2019,  se  plantea  la  posibilidad  de  que   las   centrales   de   ciclo   combinado   que   aún   no   lo   han   hecho,   suscriban   contratos   de  suministro  permanente,  descarga   y   gasificación  de  GNL  y/o   cierren   sus   ciclos   abiertos.   El   uso  continuo   de   los   ciclos   combinados   existentes   permitiría   movilizar   hasta   unos   1.000   MW   en  centrales  de  base  que  hoy  operan  con  petróleo  diesel  o  esporádicamente  con  GNL  adquirido  en  el  mercado  spot.      La  disponibilidad  de  contratos  de  largo  plazo  de  GNL  a  precios  competitivos  se  vislumbra  como  una  condición  necesaria,  pero  no  suficiente,  para  cubrir  a  costos  razonables  la  demanda  del  SIC  hasta  el  2020.  Adicionalmente  se  requiere  concretar  la  interconexión  SIC-­‐SING,  la  construcción  

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de   un   número   significativo   de   centrales   de   base   cuyo   inicio   es   aún   incierto   y   un   volumen  creciente  de  proyectos  ERNC,  consistente  con  las  metas  previstas  en  las  políticas  vigentes.      El  suministro  de  la  demanda  que  se  originará  a  partir  del  2020  es  un  desafío  aún  más  complejo.  Exige   decisiones   de   inversión   que   deberán   ser   tomadas   en   los   próximos   tres   años,   lo   cual  requiere  a  su  vez  una  dinámica  de  aprobación  ambiental,  gestión  pública,  consenso  político  y  aceptación   social   sobre   el   desarrollo   de   grandes   proyectos   de   base   (hidroeléctricos,    termoeléctricos  o  nucleoeléctricos)  que  hoy  no  existe.  Las  ERNC  contribuirán  a  abastecer  dicha  demanda,  pero  por   la  naturaleza  variable  o   intermitente  de  parte  de  ella,  de  ninguna  manera  serán  suficientes.    Licitaciones  de  suministro  2014-­‐2020    Consistente  con  el  análisis  anterior,  en  el  período  2014-­‐2020  los  contratos  de  suministro  de  las  distribuidoras  podrían  satisfacerse  de  manera  económica  esencialmente  mediante  el  uso  de  gas  natural   en   las   centrales  de   ciclo   abierto   y   combinado  existentes,   sin  perjuicio  del   aporte  que  harían   otras   fuentes,   incluyendo   las   ERNC.   Difícilmente   las   licitaciones   podrán   estimular  inversiones  en  grandes  proyectos  que  estén  operativos  antes  que  concluya  este  período.      Es   conveniente   que   los   contratos   con   las   distribuidoras   se   extiendan   al  menos   hasta   el   2026  (inclusive)   para   que   los   oferentes   que   disponen   de   centrales   de   ciclo   combinado   puedan  respaldar   diez   o   más   años   de   operación   con   contratos   de   suministro   de   GNL,   los   que  difícilmente  aportarán  gas  antes  de  2017.  Por   la  misma  razón  hasta  ese  año  es  recomendable  que  los  interesados  tengan  la  opción  de  indexar  el  precio  ofertado  según  la  evolución  del  costo  marginal,   con   un   precio   techo   equivalente   al   costo   variable   de   operar   centrales   de   ciclo  combinado  con  diesel  (alrededor  de  US$  180/MWh).  De  esta  forma  se  aminora  el  riesgo  de  un  descalce  excesivo  entre  el  costo  de  adquirir  electricidad  en  el  mercado  spot  y  el  precio  de  venta  a   las  distribuidoras.  El   riesgo  para   los  clientes   finales  es   reducido,  por   la   fijación  de  un  precio  techo   y   porque   los   costos  marginales   esperados   en   los   próximos   tres   años   son  menores.   La  indexación  alternativa  en  el  período  2014-­‐16  debiera   ser  opcional,  pues  algunos  generadores  podrían  preferir  un  indexador  tradicional  para  todo  el  período  de  la  licitación.  Aun  cuando  no  es  recomendable  que  los  clientes  regulados  estén  expuestos  a  los  costos  marginales  (con  el  tope  indicado),   lo   crítico   de   la   situación   de   suministro   por   la   que   atraviesa   el   sistema   amerita   la  aplicación  de  esta  medida  excepcional  por  un  período  breve  y  limitado  de  tiempo.    El   bloque   total   debiera   dividirse   en   sub-­‐bloques   más   pequeños   y   sumables,   de   manera   de  posibilitar  la  participación  de  centrales  y  operadores  más  pequeños,  incluyendo  ERNC  como  las  mini-­‐hidro,   solares,   eólicas   o   de   biomasa.   Debería   darse   un   plazo   suficiente   para   que   los  interesados   puedan   negociar   sus   contratos   de   suministro   de   gas   de   largo   plazo   u   otros  combustibles,  o  tramitar  permisos  pendientes  antes  de  presentar  sus  ofertas  en  esta  licitación.          

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 Síntesis  segundo  informe      Escenarios  2020-­‐2030      Las  proyecciones  de  consumo  a  partir  del  2020  se  realizan  para  el  conjunto  SIC+SING,  pues  se  asume  que  ese  año  ya  se  habrá  concretado  la  interconexión  entre  ambos  sistemas.  En  2020  se  estima   que   la   generación   bruta   en   ellos   deberá   alcanzará   101   TWh,   valor   que   resulta   de  considerar  los  requerimientos  de  grandes  empresas  y  mineras,  según  sus  actuales  proyectos  de  inversión  y  un  5%  de  crecimiento  anual  para  los  consumos  restantes.  Hacia  2030  la  generación  bruta  se  estima  en  152  TWh,  considerando  el  consumo  per  cápita  que  hoy  tiene  un  conjunto  de  países  desarrollados.  2  El  aumento  de  51  TWh  en  la  década  equivale  a  un  crecimiento  de  4,1%  anual  en  la  generación  bruta,  inferior  al  crecimiento  histórico.  Estas  proyecciones  consideran  los  efectos  de  una  política  de  incentivo  a  la  eficiencia  energética.    Para  cubrir  esta  demanda,  se  considera  inicialmente  un  escenario  de  referencia,  con  una  oferta  de  generación  que  permite  satisfacer  la  demanda  proyectada  de  manera  eficiente,  cumpliendo  con  la  meta  ERNC  del  20%  en  2025.  Asimismo,  se  supone  que  el  país  es  capaz  de  implementar  las  medidas  y  acuerdos  necesarios  para  viabilizar  los  proyectos  energéticos  requeridos.      Dados  la  iniciativa  legal  que  pretende  que  las  ERNC  alcancen  un  20%  de  la  matriz  de  generación  hacia   el   2025,   los   elevados   precios   que   tiene   la   electricidad   en   Chile   y   la   disminución   en   los  costos  de  las  nuevas  tecnologías,  es  esperable  que  las  ERNC  cubran  una  proporción  significativa  del  crecimiento  del  consumo  que  se  producirá  entre  2020  y  2030.  De  acuerdo  a  nuestro  análisis,  al  aporte  de  las  ERNC  al  crecimiento  de  la  demanda  en  el  período  podría  alcanzar  unos  22  TWh,  equivalente  a  un  43%  de  dicho  crecimiento.  Sólo  una  pequeña  proporción  de  este  aporte  puede  considerarse  como  energía  de  base.  Esfuerzos  por   incrementar  aún  más  dicho  aporte  podrían  implicar  importantes  costos  al  sistema  y  una  menor  competitividad  de  la  industria,  debido  a  los  costos   de   inversión   y   operación   requeridos   para   compensar   la   intermitencia   de   las   plantas  eólicas  y  solar  fotovoltaica,  las  que  serán  las  tecnologías  ERNC  de  mayor  desarrollo.      El  mayor   consumo  eléctrico  que  no   resulte   cubierto   con  ERNC   sería   abastecido  por   centrales  hidroeléctricas  y  termoeléctricas.  Las  primeras  tiene  importantes  ventajas,  pues  constituye  una  fuente   doméstica   y   limpia   de   energía,   abundante,   de   bajo   costo,   de   alta   regularidad   y   que  permite  además  compensar  las  intermitencias  de  la  generación  en  base  a  ERNC.      Particularmente   relevante   para   el   desarrollo   del   sector   serán   las   decisiones   que   se   adopten  respecto  de  las  centrales  hidroeléctricas  en  Aysén.  Si  se  realizan  los  proyectos  de  Hidroaysén  y  Energía   Austral,   hacia   fines   de   la   década   dichos   proyectos   aportarán   unos   23   TWh   al   año,  

                                                                                                                         2  Se  considera  que  el  consumo  per  cápita  crece  de  su  nivel  actual  de  3.700  KWh  a  8.000  KWh  en  2030.  Este  último  es  el  consumo  que  actualmente  tienen  un  conjunto  de  países  desarrollados  cuyo  PIB  per  cápita  es  de  US$  28.200  (en  dólares  del  2000).  

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monto  similar  al  aporte  de  las  ERNC.  A  esa  energía  se  podrán  sumar  unos  5  TWh  provenientes  de  centrales  hidroeléctricas  en  la  zona  centro-­‐sur  del  país,  totalizando  un  aporte  hidroeléctrico  total  de  28  TWh.    En  este  escenario  de   referencia,   se   requiere  un  crecimiento  marginal  en  el  aporte  de  energía  termoeléctrica,  el  que  ha  sido  estimado  en  1  TWh.  Dicho  saldo  puede  ser  abastecido  por  una  mayor  capacidad  de  centrales  en  base  a  GNL  o  carbón,  sin  perjuicio    de  las  inversiones  que  se  requieran   para   garantizar   la   seguridad   de   operación   del   sistema   o   reponer   la   capacidad   de  generación  que  concluya  su  vida  útil.    También  se  considera  un  escenario  alternativo,  que  difiere  del  anterior  esencialmente  en  que  las  centrales  hidroeléctricas  de   la  región  de  Aysén  no  podrán   iniciar  su  construcción  a  tiempo  para  aportar  energía  en  la  década  2020-­‐2030.  Supone  en  todo  caso  que  nuestro  país  es  capaz  de   implementar   las  medidas  y  acuerdos  necesarios  para  viabilizar  otros  proyectos  energéticos  requeridos,  incluyendo  centrales  hidroeléctricas  en  la  zona  centro-­‐sur,  plantas  termoeléctricas  a  carbón  o  gas,  y  en  base  a  ERNC.      En  este  escenario  alternativo,  se  considera  que  el  aporte  de  las  centrales  hidroeléctricas  de  la  zona  centro-­‐sur  puede  aumentar  de  5  a  9  TWh.  En  cambio,  se  supone  que  las  ERNC  no  podrán    aumentar  su  participación  ya  elevada  en  la  matriz  eléctrica  (20%  en  2025)  esencialmente  por  la  dificultad  técnica  para  absorber  las  intermitencias  y  variabilidad  de  la  generación  eólica  y  solar  fotovoltaica,   dificultad   que   de   hecho   se   podría   intensificar   al   no   contar   con   la   capacidad   de  regulación  diaria  de  los  proyectos  de  Aysén.    En   consecuencia,   en   este   escenario   alternativo,   sería   necesario   cubrir   del   orden   de   20   TWh  (correspondiente   a   cerca   de   2.700   MW)   con   plantas   termoeléctricas.   Dicha   energía   podría  provenir   de   centrales   alimentadas   con   carbón  o   gas   natural.   Es  menos   probable   que   en   este  período  se  puedan  concretar  unidades  nucleoeléctricas.      Qué   tipo   de   fuente   termoeléctrica   se   utilice   tiene   distintas   implicancias   económicas   y  ambientales.  El  carbón  tiene  un  costo  relativamente  menor  y  un  mercado  confiable,  incluyendo  suministros   potenciales   desde  Magallanes.   El   gas   natural   tiene   algunas   ventajas   ambientales,  pero   es   más   caro   y   su   abastecimiento   es   más   complejo   e   incierto.   La   nucleoelectricidad   no  emite  GEI,  pero  enfrenta  dificultades  regulatorias,   incertidumbre  en  costos  y  mala  percepción  pública.    Se  desarrollen  o  no  centrales  hidroeléctricas  y  ERNC,  es  fundamental  para  la  competitividad  del  sector   que   se   preserve   la   posibilidad   de   realizar   proyectos   termoeléctricos,   en   particular   en  base   a   carbón.   Dicha   posibilidad   permite   disciplinar   el   mercado,   manteniendo   precios  competitivos   para   los   consumidores   industriales   y   residenciales.   El   abandono   de   proyectos  relevantes   a   carbón   y   su   reemplazo  por   centrales  operando   con  GNL  es   ciertamente  posible,  pero   puede   implicar   precios   de   largo   plazo   que   pueden   ser   hasta   40%   superiores   y  mayores  riesgos   de   abastecimiento.   Es   conveniente   que   la   ciudadanía   tenga   conciencia   del   costo   que  asume  cuando  se  abandona  la  opción  del  carbón  reemplazándola  por  el  GNL.  

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 Dados  los  compromisos  suscritos  por  Chile,  es  posible  que  se  pretenda  establecer  limitaciones  a  las  emisiones  de  CO2,  por  ejemplo  mediante  impuestos  o  permisos  transables  (“cap  &  trade”).  Al  respecto  se  debe  tener  en  cuenta  que  la   iniciativa  20/25  ya  constituye  un  cargo  indirecto  a  las  fuentes  termoeléctricas,  que  dichas  limitaciones  encarecen  el  precio  de  la  energía  y  que  la  forma   más   efectiva   de   limitar   las   emisiones   de   CO2   sería   desarrollando   las   centrales  hidroeléctricas  de  Aysén  y/o  la  nucleoelectricidad.    Incluso   si   no   se   concretan   proyectos   nucleoeléctricos   en   el   período   2020-­‐2030,   es   necesario  desarrollar   los   estudios,   el   marco   regulatorio   y   la   institucionalidad   requeridos   para   impulsar  dicha   opción   a   futuro,   si   así   el   país   lo   decide,   pues   dichas   tareas   toman  mucho   tiempo.   Las  perspectivas  de   la  nucleoelectricidad  podrían  mejorar   con  avances   tecnológicos  que   la  hagan  percibir  como  más  seguras  y  con  costos  competitivos  para  Chile.    Los  escenarios  planteados  en  esta  sección  sólo  serán  posibles  en  la  medida  que  se  adopten  las  acciones  destinadas  a   resolver   las  causas  de   fondo  que  están  generando  el  estancamiento  de  las   inversiones   en   generación   de   base.  De   lo   contrario,   se   producirá   un   déficit   creciente   que  eventualmente  será  resuelto,  como  en  el  pasado  reciente,  mediante  la  instalación  de  equipos  a  diésel   y   fuel   oil,   con   las   negativas   consecuencias   en   términos   de   costos   y   contaminación.  De  perpetuarse,  este  sería  un  escenario  catastrófico,  con  una  caída  pronunciada  en  el  crecimiento  de  la  demanda  y  menores  tasas  de  crecimiento  y  competitividad  de  la  economía.      En  promedio  se  requerirán   incorporar  5  TWh  adicionales  al  año  en   la  década  2020-­‐2030,  sólo  para   abastecer   el   mayor   consumo   proyectado.   Este   es   un   requisito   mínimo,   porque   Chile  requiere  avanzar  hacia  un  sistema  eléctrico  con  mayores  holguras  en   la  capacidad  disponible,  no  sólo  para  tener  más  seguridad  en  el  abastecimiento,  sino  también  una  mayor  competencia.    Teniendo  en  cuenta  todo  lo  anterior,  se    estima  que  en  promedio  se  requerirá  aportar  al  menos  5  TWh  al  año  en  la  década  2020-­‐2030,  de  los  cuales  en  promedio  2  TWh  (40%)  deberán  provenir  de   las   ERNC,   y   3   TWh   (60%)   de   hidroelectricidad   y/o   de   termoelectricidad   carbón-­‐gas.     En  términos  de  potencia  esto  equivale   referencialmente  a  1.200  MW  al  año,  distribuidos  en  600  MW  de  ERNC,  y  el  saldo  en  hidroelectricidad  y/o  de  energía  termoeléctrica.    Participación  ciudadana  informada  y  accountability    En  un  contexto  de  creciente  pérdida  de  confianza  en  la   institucionalidad,  malestar  por   la  falta  de   espacios   de   participación   ciudadana   y   desinformación   sobre   materias   energéticas   y  ambientales,  la  ciudadanía  se  organiza  y  moviliza  para  oponerse  a  los  proyectos  que  considera  tienen  impactos  ambientales  negativos.    Los  conflictos  se  han  potenciado  por  una  percepción  de  debilitamiento   institucional  y  falta  de  liderazgo.  Esa  percepción  surge  de  acciones  de  la  autoridad  política  y/o  de  los  tribunales  que  se  contradicen  o  que  interfieren  con  decisiones  administrativas  y  permisos  otorgados.  La  falta  de  

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mecanismos   que   incentiven   una   acción   responsable   (accountability)   y   la   desinformación  ciudadana   lleva  a  que   las   autoridades  no  estén  dispuestas  a   asumir   costos  políticos  hoy  para  que  se  materialicen  inversiones  cuyos  beneficios  se  percibirán  en  el  futuro.      En   el   contexto   descrito   es   de   vital   importancia   que   la   opinión   pública   pueda   contar   con  información   veraz   y   objetiva   en  materia   energética,   la   que  muchas   veces   resulta   sesgada   en  función  de   lo  sustentado  por  diversos  grupos  de   interés.  Una  opinión  pública   informada  es   la  base  de  un  debate  serio  y  constructivo,  en  búsqueda  del  interés  común  de  la  sociedad.      Del  cometido  de  educar  e  informar  responsablemente  a  la  opinión  pública  hay  actores  que  no  pueden   sustraerse.   Desde   luego,   el   principal   de   ellos   es   el   Gobierno,   quien   debe   proveer  información   oportuna,   completa,   equilibrada   y   veraz   sobre   la   situación   energética   nacional   y  sobre  sus  proyecciones  de  mediano  y  largo  plazo.      Asimismo,   tal   como   algunos   grupos   de   interés   promueven   legítimamente   sus   visiones   en  términos   de   tecnologías   de   generación   o   de   manejo   del   medio   ambiente,   los   gremios   y  empresas   pueden   también   hacer   un   trabajo   serio   y   sistemático   en   orden   a   informar   y  sensibilizar  a  la  opinión  pública.  También  debieran  las  universidades  y  centros  de  investigación  independientes  desarrollar  estudios  sobre  la  problemática  energética.    Además  de   contar   con  una  opinión  pública  más   informada,   es   necesario   también   avanzar   en  mejorar   los   espacios   institucionales  de  participación   ciudadana.   Con  ello   será  posible  que   los  aportes  de  los  movimientos  sociales  y  ciudadanos  puedan  ser  incorporados  de  mejor  manera  en  la   discusión   y   el   diseño   de   tanto   las   políticas   públicas,   como   en   proyectos   energéticos  específicos.  Asimismo,  fortalecer  los  espacios  institucionales  de  participación  permitirá  reducir  los  cuestionamientos  sobre  la  legitimidad  del  sistema  y  atenuar  el  uso  de  otros  mecanismos  de  presión,  como  las  movilizaciones  y  los  diversos  recursos  administrativos  y  judiciales.    Consistente   con   estos   planteamientos,   estimamos   pertinente   formular   las   siguientes  propuestas:    

1. Que  se  ejecute  y  publique  un  informe  público  bianual  del  estado  y  las  proyecciones  de   la   situación   energética   nacional   (en   términos   de   oferta,   demanda,   precios,  seguridad  y  efectos  ambientales  locales  y  globales).  Este  informe  debiera  ser  licitado  internacionalmente  por  el  Ministerio  de  Energía.  Los  resultados  del  estudio  debieran  ser  divulgados  y  debatidos  a  nivel  nacional;    

2. Que   se   ejecute   y   publique   un   informe   público   bianual   de   la   competitividad   de   las  principales   industrias   de   la   economía   nacional   en   función   de   los   costos   actuales   y  proyectados  de  la  energía.  Este  informe  debiera  ser  licitado  internacionalmente  por  el   Ministerio   de   Economía   o   el   Consejo   Nacional   de   Innovación   para   la  Competitividad   (CNIC).   Los   resultados   del   estudio   debieran   ser   divulgados   y  debatidos  a  nivel  nacional.  

 

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3. Que   el  Ministro   de   Energía   entregue   una   Cuenta   Anual   sobre   el   estado   del   sector  eléctrico,  proyectos  de  generación  y   líneas  de  transmisión  puestas  en  servicio  en  el  último   año,   proyectos   aprobados   y   en   desarrollo,   precios   de   la   energía   actuales   y  proyectados   a   nivel   residencial   e   industrial,   balance   oferta/demanda   del   sector  eléctrico  proyectado  para   los  próximos  5  años  en   función  de   los  proyectos  ciertos,  leyes  y  reglamentos  promulgados  y  en  discusión,  etc.    

4. Se  estima  pertinente  rescatar  la  propuesta  de  la  CADE  (noviembre  2011)  en  orden  a  crear  un  “Sistema  permanente  de  información  pública  energético-­‐ambiental”.  Dicho  sistema  consiste  en  una  plataforma  abierta,  interactiva  y  de  consulta  permanente  de  estos   temas   que   permita   al   público   ilustrarse   adecuadamente   y   así   construir   sus  opiniones  de  manera  informada.      

5. Es  preciso  perfeccionar   los  mecanismos  contemplados  en  el   Sistema  de  Evaluación  de   Impacto   Ambiental   en   línea   a   lo   propuesto   en   el   informe   CADE:  mejorando   la  forma   en   la   que   los   proyectos   son   presentados   u   explicados   a   la   comunidad,  modificando   los   plazos   y   contemplando   espacios   de   participación   en   las   distintas  etapas.  Asimismo,   resultaría   conveniente  establecer  mecanismos  de  dialogo   con   la  comunidad   previamente   al   ingreso   formal   del   proyecto   al   SEA.   Con   ese   fin,   cabe  destacar  la  “Guía  para  la  Participación  Anticipada  de  la  Comunidad  en  Proyectos  que  se  Presentan  al  SEIA”,  publicada  este  año  por  el  SEA  y  que  en  parte  aborda  lo  relativo  a  instancias  de  participación  previas  a  las  establecidas  en  el  SEIA.      

 6. Finalmente,   es   conveniente   que   los   clientes   regulados   perciban   el   costo   real   de   la  

energía   y/o   de   una   eventual   introducción   forzosa   excesiva   de   ERNC   a   la   matriz  eléctrica,  salvo  para  proteger  a  las  familias  socio-­‐económicamente    más  vulnerables,  mejorando   el   sistema   actual   de   subsidios   eléctricos.   En   consecuencia,   hay   que  preservar   un   sistema   regulatorio   que   traspase   a   los   clientes   regulados   los   reales  costos  de  la  energía.    

     Aportes  a  comunidades  locales    Una  de   las   causas  de   fondo  de   la  oposición  y   las  dificultades  que  enfrentan   los  proyectos  de  generación  y  de  transmisión  eléctrica  es  la  distribución  geográfica  inequitativa  de  los  beneficios  y   costos   de   esos   proyectos.   Mientras   los   impactos   ambientales   y   sociales   asociados   a   la  construcción  y  operación  de  las  centrales  y  líneas  afectan  casi  exclusivamente  a  los  habitantes  de  las  comunas  en  las  cuales  éstas  se  sitúan,  los  beneficios  son  mayoritariamente  percibidos  a  nivel  nacional  o  por  el  sistema  interconectado  que  incorpora  las  nuevas  obras.  

 Esta   tensión   ha   resultado   en   un   sistema  de   negociaciones   bilaterales   no   reguladas   y  muchas  veces   ineficientes   e   injustas,   entre   los   titulares   de   los   proyectos   e   integrantes   de   las  comunidades  locales.  Es  injusto  porque  la  compensación  resultante  depende  más  del  poder  de  

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negociación   de   las   partes   que   del   impacto   generado   por   el   proyecto   y   no   necesariamente  beneficia   a   la   comunidad   afectada.   Es   ineficiente   porque   la   negociación   es   costosa   y   puede  transformarse   en   un   gran   obstáculo   al   desarrollo   de   nuevos   proyectos   de   inversión   eléctrica  que  son  beneficiosos  para  el  país.      Para   hacer   frente   a   este   problema   se   propone   implementar   dos   mecanismos   regulados   de  compensación  a  las  comunidades  locales  que  permitan  mejorar  la  equidad  en  la  distribución  de  los  beneficios  y  costos  asociados  a  su  desarrollo  y  operación.    

 El  primer  mecanismo  consiste  en  una  modificación  del  reglamento  de  patentes  municipales  que  introduzca  la  capacidad  instalada  de  generación  (o  de  transmisión,  según  sea  el  caso)  como  un  nuevo   factor   de   distribución   para   el   pago   de   la   patente   de   las   empresas   generadoras   (y  transmisoras).  Así,  el  monto  de  las  patentes  se  distribuirá  entre  las  comunas  de  la  casa  matriz  y  de  las  centrales  (o  líneas)  en  función  tanto  de  los  trabajadores  como  de  la  potencia.    El   segundo  mecanismo  es  un  aporte  obligatorio  que   las   empresas  que   conecten   centrales  de  generación  o  líneas  de  transmisión  a  un  sistema  interconectado  de  mayor  tamaño  (SIC  o  SING),  deberán   pagar   a   los   municipios   donde   se   localicen   dichas   instalaciones,   con   el   objeto   de  financiar   proyectos   de   desarrollo   local.   Dicho   pago   puede   ser   proporcional   a   la   potencia  instalada  o  la  inversión  realizada,  e  imputarse  como  crédito  contra  las  obligaciones  tributarias,  de  modo  que  equivalga  a  una  redistribución  de  la  recaudación  de  impuestos  desde  el  gobierno  central  a  los  municipios.  El  pago  se  puede  distribuir  a  lo  largo  de  la  vida  útil  del  proyecto  (por  ejemplo,  en  un  plazo  de  10  a  20  años)  expresar  en  función  de  la  energía  aportada,  de  modo  que  el   aporte  guarde   relación   con   la  operación  efectiva  de   la  planta   (o   línea).   El   pago  no  debiera  superar  el  1%  de  la  inversión.  

 Los   municipios   favorecidos   estarían   obligados   a   implementar   procesos   transparentes   y  participativos   para   proponer,   evaluar   y   decidir   las   iniciativas   de   desarrollo   local.   Se   debería  establecer   mecanismos   que   posibiliten   su   ejecución   expedita   y   el   control   de   los   recursos  aportados.   Los   municipios   tendrían   la   facultad   de   encargar   a   la   propia   empresa   eléctrica   la  implementación  y  operación,  aprovechando  la  flexibilidad  e  interés  que  estas  tienen  en  el  éxito  de  las  iniciativas.

 El   aporte   obligatorio   se   pagaría   sin   perjuicio   de   las   acciones   y   aportes   adicionales   que   las  empresas   deseen   realizar   en   beneficio   de   las   comunidades   afectadas   por   los   proyectos   de  inversión.   El   primero   sería   esencialmente   una   redistribución   de   fondos   fiscales   desde   el  gobierno   central   a   las   comunidades   afectadas,  mientras   los   segundos  pueden   ser   concebidos  como  una  contribución  de  los  inversionistas  al  desarrollo  de  dichas  comunidades.  

 El   aporte   obligatorio   se   establecería   por   ley,   no   sólo   porque   lo   requiere   nuestro   marco  constitucional,  sino  porque  las  especificidades  del  diseño  deben  contar  con  la  mayor  legitimidad  posible.  La  discusión  en  el  parlamento,  bien  conducida,  garantiza  que  todos  los  puntos  de  vista  hayan  podido  ser  expresados  y  considerados.    

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Es   fundamental   que   el   proceso   de   decisión   sobre   el   uso   de   los   recursos   liderado   por   el  municipio   sea   transparente,   participativo   y   eficiente.   Sólo   en   la   medida   que   la   comunidad  perciba  que  el  aporte  está  siendo  utilizado  para  financiar  obras  que  efectivamente  contribuyen  al  desarrollo  local  y  que  pudo  participar  en  la  generación  y  selección  de  las  obras,  se  favorecerá  el  apoyo  local  al  desarrollo  de  los  proyectos  energéticos.    

En   último   término   se   busca   obtener   el   apoyo   de   las   comunidades   locales   al   desarrollo   de  proyectos  de  generación  y  transmisión  que  no  solo  beneficiarán  a  la  sociedad  en  general,  sino  también  a  las  comunidades  afectadas.  La  mejor  manera  de  asegurar  un  desarrollo  sustentable  del  sector  eléctrico  es  que  haya  muchas  comunidades  interesadas  en  atraer  nuevas  inversiones,  sabiendo  que  ellas  podrán  obtener  parte  de  sus  beneficios  y  no  solo  sus  costos.    De  esta  forma  se  logrará  concretar  el  concepto  de  valor  social  compartido  (“shared  value”).  

   Ordenamiento  territorial    La   creciente   competencia   por   el   uso   del   territorio   entre   distintos   fines   productivos   y   de  preservación   es   otra   causa   de   fondo   que   está   generando   conflictos   en   el   desarrollo   de   los  proyectos   energéticos   y   judicializando   la   tramitación   de   sus   permisos   ambientales.   A  medida  que  han  aumentado   la  población  y   la  actividad  económica,  se  ha  hecho  más  frecuente  que   la  localización   de   un   proyecto   de   generación   entre   en   conflicto   con   usos   alternativos   para   ese  mismo   territorio,   como   son   los   turísticos,   residenciales,   agrícolas   o   de   protección   de   la  biodiversidad,   el   patrimonio   cultural   y   los   pueblos   originarios.   Este   conflicto   ocurre   tanto  respecto  del  uso  del  suelo,  como  del  borde  costero  y  marítimo.    Parte   importante   de   los   conflictos   que   han   retrasado   y   eventualmente   impedido   la  materialización   de   proyectos   energéticos   se   ha   producido   por   visiones   discrepantes   sobre   la  compatibilidad   de   la   instalación   de   infraestructura   energética   con   los   usos   autorizados   del  territorio  o,  alternativamente,  con  la  definición  de  dicho  territorio  como  área  de  protección  del  patrimonio  ambiental  o  cultural.    La   principal   razón   de   estos   conflictos   es   la   falta   de   un   sistema   integrado   de   ordenamiento  territorial   que   considere   la   totalidad   del   territorio   de   un   modo   coherente:   hay   una   gran  diversidad  de  cuerpos  normativos  que  regulan  el  uso  del  territorio,  sin  que  existan  mecanismos  que   permitan   coordinar   las   distintas   regulaciones.   La   coexistencia   de   una   multiplicidad   de  instrumentos   de   ordenamiento   territorial   que   competen   a   distintos   servicios   ha   originado  inconsistencias   regulatorias   que   generan   incertidumbre   a   los   inversionistas   y   provocan  oposición  ciudadana  a  los  proyectos.    Por  ejemplo,  si  bien  la  planificación  urbana  corresponde  a  un  sistema  jerarquizado,  recogido  en  la  Ley  General  de  Urbanismo  y  Construcción,  en  el  ámbito  rural,  y  por  ende  en  el  territorio  en  su  conjunto,   se   carece   de   estructura   y   coherencia   entre   las   diversas   escalas   de   planificación   y  coexisten   una   multiplicidad   de   normas   e   instituciones   involucradas.   Asimismo,   en   lo   que  

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respecta   a   las   zonas   sujetas   a   protección   especial   del   patrimonio   ambiental   y   los   recursos  naturales,  existen  al  menos  27  categorías  diferentes  establecidas  por  distintas  leyes.  No  existe  un   servicio   público   que   esté   a   cargo   de   coordinar   la   creación   de   las   distintas   áreas   de  protección.    En  consecuencia,  es  habitual  que  se  generen  discrepancias  respecto  de  la  interpretación  de  las  diversas  normas  que  regulan  los  usos  que  están  permitidos  y  prohibidos  en  el  territorio,  incluso  al   interior  de   la  administración  pública,  entre   los  servicios  públicos  y   la  Contraloría  e,   incluso,  entre   distintas   instancias   judiciales.   La   falta   de   coordinación   y   la   inexistencia   de  mecanismos  para  canalizar  las  visiones  discrepantes,  fuerza  a  los  actores  a  trasladar  el  conflicto  al  proceso  de  evaluación  ambiental  de  proyectos  específicos.  Pero  al  no  estar  el  SEIA  diseñado  para  resolver  divergencias  respecto  del  uso  del  territorio,  la  mayoría  de  las  veces  se  genera  la  judicialización  del  mismo,  con   las  consiguientes  trabas,   ineficiencia  e   incertidumbre  para  el  desarrollo  de   los  proyectos  y  la  deslegitimación  del  proceso  de  evaluación  ambiental.    Hay   quienes   han   propuesto   avanzar   en   un   proceso   de   ordenamiento   territorial   que   permita  determinar   áreas   adecuadas   para   el   desarrollo   de   centrales   y   líneas   eléctricas   y   otras   que  debieran   ser   protegidas.   De   implementarse   podrían   tener   un   efecto   limitado   si   simplemente  agregan   nuevas   capas   de   regulación,   sin   corregir   las   actualmente   existentes   y   sus  inconsistencias;  además  generaría  expectativas  sin  resolver  los  problemas  actuales.    Para  avanzar  en  la  construcción  de  un  sistema  de  ordenamiento  territorial  que  permita  el  uso  racional   y   sustentable   del   territorio,   combinando   el   aprovechamiento   con   la   protección   de  recursos   naturales,   es   necesario   tender   al   establecimiento   de   un   sistema   que   consagre:   (i)  lineamientos  generales  que  regulen  y  prevalezcan  sobre   los  planes  o  estrategias   locales;  (ii)   la  descentralización   en   el   diseño   de   los   instrumentos;   (iii)   la   coherencia   estructural   de   los  instrumentos;  (iv)  la  asignación  clara  de  responsabilidades  y  atribuciones;  y  (v)  la  participación  ciudadana.  Para  ello  se  propone  que  una  autoridad  ministerial  asuma  la  responsabilidad  en   la  materia,  asignándosele  la  responsabilidad  de  reformar  todos  los  instrumentos  de  ordenamiento  territorial  y  zonificaciones  especiales.  Dicha  autoridad  puede  surgir  de  la  fusión  de  los  actuales  ministerios   de   Vivienda   y   Urbanismo   y   de   Bienes   Nacionales,   según   lo   ha   propuesto   el  Gobierno.    El  plan  de  acción  debe  incluir  las  siguientes  tareas:    

• Completar   un   sistema   de   información   en   una   plataforma   (IDE   Chile)   que  muestre   las  distintas   zonificaciones   en   todo   el   territorio   y   explicite   la   interpretación   única   que   el  Ejecutivo  en  su  conjunto  hace  del  alcance  de   las  normas  existentes,  acompañando   los  reglamentos  correspondientes.      Explicitar   la   interpretación  oficial  del  Ejecutivo  respecto  al  alcance  de   los   instrumentos  de  ordenamiento  territorial  y  de  las  zonas  especiales  de  protección,  en  lo  que  respecta  a  la  prohibición  o  autorización  de  llevar  a  cabo  inversiones  en  infraestructura  energética.  Para   ello   será   necesario   establecer   un   mecanismo   administrativo   de   resolución   de  

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conflictos.   De   ser   necesario   se   deberá   coordinar   con   los   servicios   correspondientes   la  armonización  de  la  regulación  para  evitar  inconsistencias.    

• A  partir  de  lo  anterior,  el  sistema  de  información  entregará  información  a  inversionistas  y  ciudadanos  un  mapa  con  las  áreas  en  las  que,  de  acuerdo  al  Poder  Ejecutivo,  pueden  desarrollarse   distintas   obras   eléctricas,   en   función   de   la   disposiciones   territoriales  vigentes.    

• Proponer  un  marco  normativo  estructurado,  jerarquizado  y  con  referencias  geográficas  explicitas,  que  contenga  los  mecanismos  de  coordinación  entre  las  distintas  instituciones  con   que   tienen   facultades   en   el   ordenamiento   territorial   y   el   establecimiento   de  zonificaciones  especiales  de  protección.  Dicho  marco  deberá  prever  la  adecuación  de  las  leyes  sectoriales  correspondientes.    

• El   marco   normativo   deberá   contemplar   mecanismos   de   participación   ciudadana   y  mecanismos   de   resolución   de   conflictos   de   modo   que   estos   sean   resueltos   antes   de  llegar  al  sistema  de  evaluación  ambiental.    

 

Permisos  administrativos    Los  largos  y  engorrosos  procesos  de  tramitación  de  permisos  son  un  problema  generalizado  que  deben   enfrentar   los   proyectos   de   generación   y   transmisión   eléctrica.     Se   han   identificado   57  permisos  aplicables  a  este   tipo  de  proyectos,  21  de   los   cuales  están  vinculados  al   Sistema  de  Evaluación  de   Impacto  Ambiental   (SEIA)  y  35  en   las  siete  categorías  siguientes:  concesiones  y  servidumbres,  legislación  de  aguas,  flora  y  fauna,  patrimonio  y  pueblos  indígenas,  urbanismo  y  vialidad,  sanitarios,  y  seguridad.      El   SEIA   es   una   instancia   crítica,   pues   no   sólo   conduce   a   la   RCA   (Resolución   de   Calificación  Ambiental)   sino  también  canaliza  diversos  permisos  ambientales  sectoriales.  El  SEIA  tiene  dos  modalidades:  (i)  declaración  de  impacto  ambiental  (DIA)  que  se  aplica  a  proyectos  simples  y  (ii)  estudio   de   impacto   ambiental   (EIA)   que   se   aplica   a   proyectos  mayores,   toma  más   tiempo   y  contempla  instancias  de  participación  ciudadana.    Aunque   no   se   cumplen,   normalmente   los   plazos   del   SEIA   no   son   exagerados,   las   tasas   de  rechazo   y   desistimiento   son   reducidas   y   existe   un   adecuado   nivel   de   transparencia   en   el  proceso.   Sin   embargo   hay   casos   con   largos   retrasos,   los   que   se   acentúan   en   proyectos   con  incertidumbre   sobre   los   impactos   ambientales   y/o   con   conflictividad   con   las   comunidades  locales.  Los  temas  ambientales  más  críticos  se  relacionan  con  calidad  del  aire,  el  medio  marino,  la  ley  de  bosques  y  el  caudal  ecológico.      Entre  los  restantes  permisos  cuya  tramitación  resulta  especialmente  lenta  o  compleja  destacan:  (i)  las  concesiones  marítimas,  por  ejemplo  para  instalar  emisarios  o  ductos  de  succión  de  agua  de  mar  de  los  sistemas  de  enfriamiento  de  centrales  termoeléctricas  a  carbón  o  para  construir  

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muelles  o  puertos  de  descarga  de  combustible  para  centrales  generadoras;   (ii)   la  adquisición,  arriendo   o   concesión   de   uso   oneroso   de   bienes   nacionales,   donde   usualmente   participan  instancias  centrales  y   regionales   (iii)   las   concesiones  geotérmicas,  en  que   intervienen  muchos  órganos   del   Estado;   (iv)   las   concesiones   eléctricas,   donde   los   tardanzas   se   producen   en   la  notificación  a   los  afectados,  traslado  de  oficios  y  debilidades   institucionales;   (v)   la  tramitación  de  solicitudes  de  derechos  de  aguas  y  de  traslado  de   los  puntos  de  captación  y  restitución  de  caudales.    De   acuerdo   a   la   opinión   de   especialistas   de   los   sectores   público   y   privado,   los   principales  problemas  que  enfrentan  los  proyectos  eléctricos  al  tramitar  permisos  se  relacionan  con:    

• La   falta   de   claridad   o   ausencia   de   normas.   Los   mayores   niveles   de   incertidumbre   se  relacionan   con   las   normas   ambientales,   el   tema   indígena   (en   especial   respecto   a   la  aplicación   del   Convenio   169),   la   forma   de   aplicación   de   la   Ley   de   Bosque  Nativo   y   el  desarrollo  de  proyectos  novedosos  (ej:  geotérmicos  eólicos,  solares)    

• La  interpretación  de  la  normativa  es  otro  problema  recurrente,  constatándose  criterios  que   difieren   entre   sí   según   la   región   u   organismo   público.   Ello   favorece   la  discrecionalidad  de  los  evaluadores  y  una  tendencia  a  aplicar  criterios  que  van  más  allá  del  espíritu  de  la  norma,  lo  cual  retrasa  y  entorpece  las  tramitaciones,  especialmente  en  materia  ambiental.  

 • La   falta   de   coordinación   es   otro   aspecto   relevante,   resultando   crítico,   por   ejemplo,   la  

carencia   de   rol   protagónico   de   la   autoridad   ambiental,   lo   cual   lleva   a   cada   servicio   a  operar  bajo  sus  propios  parámetros.  

 • La  falta  de  recursos  y  capacidades  técnicas  del  sector  público,  que  aqueja  a   la  mayoría  

de  los  servicios,  especialmente  en  regiones,  lo  que  impide  que  los  proyectos  se  vean  con  profundidad  y  ocasiona  demora  en   los  procesos.  También   faltan   recursos  a   la  hora  de  fiscalizar,  lo  cual  deriva  en  reiteradas  infracciones  a  la  legislación  ambiental.    

 • Los  antecedentes  incompletos  y  superficiales  que  presentan  muchos  solicitantes,  lo  cual  

dificulta  y  demora  la  tramitación  de  permiso,  y  obliga  a  recurrir  a  frecuentes  adendas.    

• La   falta   de   una   visión   preventiva   de   los   efectos   ambientales   de   los   proyectos   de  empresas   que   consignan   lo   justo   y   necesario   para   obtener   una   RCA,   incumpliendo  muchas  veces   la  normativa  vigente  y  ocasionando  desconfianza  en  el  sector  público.  A  veces  ello  va  acompañado  de  elevada  dependencia  en  asesores  que  no  cuentan  con  la  idoneidad  y  experiencia  necesarias.    

 • Una   influencia   determinante   de   la   percepción   pública   en   la   actitud   que   adoptan   los  

servicios  en  la  tramitación  de  los  permisos,  lo  cual  muchas  veces  hace  que  la  aprobación  

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o  rechazo  de  un  proyecto  no  dependa  de  criterios  técnicos,  sino  más  bien  de  la  agenda  política  de  quien  realiza  las  evaluaciones.    

 • La  frecuente  interposición  de  recursos  judiciales  en  contra  de  los  proyectos,  incluso  una  

vez  que  éste  ya  se  ha  concedido,  por  ejemplo  en  el   caso  de   las  RCA.  La   judicialización  afecta  la  seguridad  y  certeza  requerida  para  la  realización  de  los  proyectos.  

 Teniendo  en  cuenta  este  diagnóstico,  se  proponen  las  siguientes  líneas  de  acción  encaminadas  a   facilitar   la   tramitación   de   permisos,   además   de   las   recomendaciones   realizadas   en   otros  capítulos.    

• Seguir  completando  y  precisando  el   significado  y   la   forma  de  aplicación  de   las  normas  ambientales   y   sectoriales,   incluyendo   la   simplificación   de   procedimientos   y   la  preparación  de  guías  aclaratorias.  Ello  debe  incluir,  entre  otros,  la  tarea  de  completar  el  diseño  de  normas  y  manuales  que  corresponde  al  SEA,  la  reglamentación  de  la  consulta  a  pueblos  indígenas  (Convenio  169  de  la  OIT),  la  implementación  de  la  reforma  legal  de  la  ley  de  concesiones  y  servidumbre  eléctricas  y  el  reimpulso  de  la  Agenda  Proinversión  y  Competitividad  y  sus  diversas  iniciativas.      

• Velar   por   que   los   organismos   públicos   interpreten   y   apliquen   correcta   y   de   manera  uniforme   las   normas,   en   coherencia   con   sus   objetivos.   Para   ello   se   requiere   jefes   de  servicios   técnicamente   calificados   y   con   habilidades   directivas.   También   se   deben  fortalecer   los   mecanismos   de   control,   sistemas   de   evaluación   de   desempeño   y  transparencia  de   los  procesos,  de  modo  de  promover  un  comportamiento  responsable  (“accountability”)  de  los  reguladores.  

 • Fortalecer   la   coordinación   entre   los   servicios   públicos,   de   modo   de   contar   con   una  

acción  pública  eficaz  y  expedita.  Ello  incluye  instancias  que  reúnan  a    representantes  de  diversos   ministerios   o   servicios,   a   nivel   nacional   y   regional.   Asimismo   se   requiere  coordinación   entre   distintas   regiones   para   aunar   criterios   y   aprovechar   mejor   los  recursos   disponibles.   Un   rol   esencial   le   cabe   al   SEA,   como   coordinador   de   servicios  involucrados   en   el   SEIA.   La   urgencia   del   desafío   eléctrico   justifica   la   creación   de   una  “mesa   sectorial”   abocada   específicamente   a   facilitar   el   desarrollo   de   los   proyectos   de  inversión  en  esta  área.  

 • Dotar   de   adecuados   recursos   humanos   y   financieros   para   que   los   servicios   públicos  

puedan   cumplir   las   obligaciones   que   le   impone   la   ley   es   el   principal   desafío   en   los  próximos  años.  El  establecimiento  de  una  frondosa  normativa  ambiental  y  sectorial  no  ha   estado   acompañado   del   fortalecimiento   de   las   instituciones   públicas.   Las   acciones  deben   incluir   la   designación   de   cuerpos   directivos   altamente   competentes,   el  establecimiento  de  mecanismos  de  control  y  evaluación  de  desempeño,  un  programa  de  reforzamiento   del   personal   de   instituciones   críticas   basado   en   un   estudio   de  requerimientos,   un   plan   de   capacitación   y   entrenamiento   de   los   funcionarios  involucrados   en   la   evaluación   y   fiscalización   de   proyectos   eléctricos,   sistemas   de  

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selección,  desvinculación  e  incentivos,  creación  de  unidades  especializadas  que  puedan  apoyar   a   diversas   regiones   y   la   asignación   de   recursos   para   contratar   asesorías   o  servicios  externos  necesarios  para  el  buen  desempeño  de  las  funciones  públicas.  

 • Mejorar   la   calidad   de   las   solicitudes   presentadas   por   los   inversionistas,   de   modo   de  

facilitar   su   tramitación   expedita,   teniendo   en   cuenta   que   el   desarrollo   de   buenos  proyectos  es  una  responsabilidad  compartida.  Ello  se  verá  fortalecido  con  mecanismos  que  permiten  un  rechazo  temprano  de  solicitudes  que  no  cumplen  requisitos  mínimos  (como  en  el  nuevo  reglamento  ambiental)  y   la  contratación  en   las  empresas  eléctricas  de  personal  con  conocimiento,  experiencia  y  compromiso  en  materias  ambientales.  

 • Limitar   los   incentivos   para   judicializar   los   conflictos   asociados   a   los   proyectos   de  

inversión,  lo  cual  se  verá  favorecido  al  tener  reglas  más  claras  y  precisas.  Adicionalmente  se  propone  avanzar  en  el  establecimiento  de  instancias  especializadas  de  resolución  de  conflictos,   mecanismos   que   limiten   la   discrecionalidad   de   reguladores   y   jueces,  incluyendo   sistemas   de   evaluación   de   desempeño,   y   normas   que   desestimulen   la  presentación  de  demandas  especulativas  o  temerarias,  como  asimismo,  la  adopción  de  medidas  precautorias  que  paralicen  proyectos  correctamente  realizados.  

   Sistemas  de  transmisión  eléctrica    La  reactivación  de  las  inversiones  en  centrales  generadoras  de  base  exige  resolver  a  su  vez  los  obstáculos   que   enfrenta   la   expansión   de   los   sistemas   de   transmisión,   entre   los   cuales   se  incluyen:   la   extensión   excesiva   de   los   plazos   de   aprobación   y   ejecución   de   nuevas   líneas   y  subestaciones,   mecanismos   engorrosos   para   establecer   servidumbres   y   negociar  compensaciones   con   los   propietarios   de   los   terrenos   afectados,   y   la   oposición   ciudadana   a  algunos  proyectos  específicos.      Las  consecuencias  de  este  problema  para  los  consumidores  son  múltiples.  En  el  corto  plazo,  se  observa  que  los  precios  de  la  electricidad  en  el  SIC  se  encuentran  desacoplados  por  cuellos  de  botella  en  los  sistemas  de  transmisión.  Esto  significa  que  el  precio  en  el  norte  del  SIC  norte  es  muy  superior  al  del  centro,  el  que  a  su  vez  es  muy  superior  al  del  sur  del  SIC.  En  los  próximos  años   probablemente   sobrará   energía   “barata”   desde   Charrúa   al   sur,   la   que   no   podrá   ser  transportada   a   la   zona   centro   y   norte   del   sistema,   hasta   en   tanto   no   entren   en   servicios   las  nuevas   líneas   licitadas.   En   el   largo   plazo,   pueden   ver   dificultada   su   concreción   importantes  proyectos  energéticos  que  aumentarían  la  oferta  e  incrementarían  la  competencia  a  través  de  la  entrada  de  nuevos  actores  al  mercado  de  la  generación.    Un   paso   positivo   en   la   facilitación   del   desarrollo   de   proyectos   que   amplíen   la   oferta   de  transmisión   es   el   acuerdo   legislativo   en   torno   al   proyecto   de   ley   sobre   concesiones   y  servidumbres   de   transmisión   eléctrica.   Dicha   iniciativa   permitirá   agilizar   diversos   trámites  relacionados   con   el   desarrollo   de   ese   tipo   de   proyectos,   en   la   medida   que   se   cumplan   los  nuevos  plazos  establecidos  para  la  tramitación  de  diversos  permisos  y  procedimientos.  

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Sin   embargo   hay   temas   pendientes.   Uno   de   ellos   es   el   establecimiento   de   franjas   de  servidumbre   en   zonas   del   país   en   que   la   acción   de   un   inversionista   actualmente   se   ve  fuertemente   limitada.   El   “Proyecto   de   Carretera   Eléctrica”   contiene   el   concepto   de   Franjas  Troncales,   las   que   pueden   hacer   más   viables   futuros   proyectos   que   cruzan   zonas   de   alta  complejidad  social  (como  por  ejemplo,  la  Línea  500kV  Charrúa-­‐Puerto  Montt).    Los  plazos  necesarios  para  contar  con  una  línea  de  transmisión  troncal,  desde  el  momento  en  que   se   adjudica   la   obra   hasta   su   puesta   en   servicio,   son   cada   vez   más   largos.   El   plazo   de  construcción   es   relativamente   acotado   (alrededor   de   tres   años)   aunque   depende   de   la  extensión  y  de  las  zonas  geográficas  que  abarque  un  nuevo  sistema  de  transmisión.  En  cambio,  os  plazos  de  tramitación  son  elevados  e   inciertos,  especialmente  en   lo  relativo  a   la  obtención  los  derechos  de  paso  (servidumbres)  y  la  aprobación  del  Estudio  de  Impacto  Ambiental,  donde  intervienen  distintas  instancias  gubernamentales.    El   desarrollo   del   sistema   de   transmisión   en   base   a   horizontes   breves   de   planificación   tiene  claros   impactos   negativos   desde   un   punto   de   vista   ambiental   y   también   social   y   económico.  Esto  por  cuanto  se  trata  de  un  sector  con  grandes  economías  de  escala  en  que  unas  pocas  líneas  de   mayor   capacidad   podrían   reemplazar   a   muchas   de   menor   capacidad,   a   menor   costo.  Además,   con   este   reemplazo   se   evita   la   tramitación   y   el   pago   de  múltiples   servidumbres   de  paso,   y   la   intervención   ambiental   de   múltiples   áreas,   transmitiendo   la   misma   potencia   que  podría  hacerse  con  sólo  una  línea.      Un  tema  de  gran  relevancia  a  ser  abordado  con  un  esquema  de  colaboración  público-­‐privada  es  el  desarrollo  de  los  trazados  que  se  requerirán  para  las  nuevas  líneas  de  transmisión  troncales  de   gran   potencia,   con   una   visión   de   largo   plazo.   El   desarrollo   del   próximo   Estudio   de  Transmisión  Troncal  (ETT)  debería  considerar  un  proceso  de  planificación  en  base  a  escenarios  energéticos   que   permita   identificar   las   diversas   alternativas   de   generación   (considerando  tecnología,  localización  y  fecha  probable  de  entrada)    para  cubrir  el  crecimiento  esperado  de  la  demanda  eléctrica.  Se  debe  incluir  la  posibilidad  de  que  los  trazados  de  nuevas  líneas  troncales  permitan   conectar   recursos   de   energías   renovables   no   convencionales   (ERNC)   localizados   en  zonas  alejadas  del  trazado  del  sistema  troncal  actual.      En  función  del  contexto  descrito,  se   formulan   las  siguientes  propuestas  para  ser  consideradas  en  un  proyecto  de  ley  sustitutivo  o  complementario  al  de  “Carretera  Pública  Eléctrica”:    

1. Recuperar  el  concepto  de  Estudio  de  Franja  Troncal  (EFT),  contratado  por  el  Estado  para  definir   los   trazados  de  nuevas   líneas   troncales   y   algunas   radiales,  pudiéndose  declarar  que  algunos  proyectos  son  de  “interés  público”.      

2. La  planificación  de  nuevas  líneas  troncales  debe  considerar  holguras  suficientes  para  períodos   de   planificación   de   a   lo   menos   20   años,   teniendo   en   cuenta   el   interés  nacional  y  el  potencial  de  desarrollo  energético  de  cada  zona.  

 

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3. Dichas  holguras  debieran  ser  financiadas  con  algún  mecanismo  de  estampillado  (i.e.  por  la  demanda)  y  el  cobro  a  las  centrales  que  se  conecten  conforme  ello  se  de  en  el  tiempo.  

 4. Establecer   un   mecanismo   de   participación   ciudadana   anticipada   para   validar   los  

nuevos  trazados  a  nivel  de  las  comunidades  y  de  la  sociedad.    

5. Velar  que  la  concesión  o  la  franja  de  servidumbre  sea  suficientemente  flexible  para  que   las   ampliaciones   (cambio   de   conductores   o   adición   de   segundos   circuitos)   no  impliquen  una  renegociación  íntegra  de  la  servidumbre  de  paso.    

6. Permitir  que   los  decretos  de  concesión  de  transmisión  permitan  que  un  porcentaje  de   las   torres   se   puedan   relocalizar   dentro   de   una   cierta   distancia,   o  alternativamente,   mover   dentro   de   un   área   buffer   medioambiental   previamente  aprobado.  

   Licitaciones  de  suministros  para  consumos  posteriores  a  2020      Si   bien   las   medidas   recomendadas   en   el   documento   permitirán   reactivar   las   inversiones   en  centrales  de  generación  de  base  para   satisfacer  el   crecimiento  de   toda   la  demanda,   tanto  de  clientes   libres   como   de   clientes   regulados,   en   esta   sección   se   aborda   específicamente   esta  última   a   través   de   propuestas   de   perfeccionamiento   de   las   licitaciones   de   suministro   de   las  empresas  distribuidoras.      Dada  la  magnitud  del  consumo  involucrado,  las  licitaciones  para  cubrir  los  consumos  regulados  de  las  empresas  distribuidoras  (EEDD)  que  se  originarán  a  partir  de  2020  pueden  jugar  un  papel  fundamental  en  la  reactivación  de  las  inversiones  en  centrales  generadoras  de  base  (y  de  otro  tipo)   y   el   fortalecimiento   de   la   competencia   en   el   sector,   a   través   de   la   llegada   de   nuevos  entrantes.   Dichas   licitaciones   debieran   ser   convocadas   en   el   corto   plazo,   en   atención   a   los  largos  períodos  que  hoy  toma  el  desarrollo  de  nuevos  proyectos  de  generación  de  gran  escala.  Sus   objetivos   deberían   ser:   (i)   cubrir   la   demanda   no   contratada   de   las   EEDD   desde   2020   en  adelante,  (ii)    estimular  y  facilitar  la  inversión  en  nueva  capacidad  de  generación,  especialmente  la  de  base,  pero  también  de  otros  tipos,  que  comience  a  operar  partir  de  2020,  y  (iii)  estimular  la   competencia   por   la   vía   de   facilitar   la   llegada   de   nuevos   entrantes   al   mercado   de   la  generación.      El   volumen  de  energía   a   ser   cubierto  por   las   licitaciones  originadas   a  partir   del   2020   será  de  gran  magnitud,  alcanzando  una  potencia  equivalente  que  podría  variar  entre  6.000  a  7.000  MW  a   mediados   de   la   próxima   década,   dependiendo   del   éxito   que   tengan   las   licitaciones  actualmente  en  curso  para  abastecer  la  demanda  originada  entre  2014  y  2020.  Esta  capacidad  deberá  ser  provista  en  gran  medida  por  centrales  que  entregan  energía  de  base,  puesto  que  el  consumo  de  las  distribuidoras  se  distribuye  a  lo  largo  de  las  24  horas  del  día.    

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Las   licitaciones   deberían   considerar   bloques   de   energía   con   distinta   duración.   Una   parte  sustantiva  de   los  bloques  debería   ser  de  15  años,  el  máximo  contemplado  en   la   ley,  pues   los  contratos   de   suministro   de   combustible   (en   particular   el   GNL)   y   financiamiento   de   las  inversiones  son  más  ventajosos  cuánto  más  largos  son.  Otra  parte  debería  tener  una  duración  de  entre  5  a  10  años,  pues  la  renovación  sucesiva  de  contratos  favorece  la  entrada  de  nuevos  competidores  y  precios  más  atractivos,  si  existe  exceso  de  capacidad.      Deberían  ofrecerse  bloques  de  distinta  dimensión,  de  modo  de  atraer  inversiones  de  pequeño  y  gran  tamaño,  entre  50  y  2.400  GWh  al  año.  Los  bloques  más  pequeños  deberían  ser  sumables.    Dado  el   interés  en  atraer  nuevas   inversiones  en  centrales  de  base  eficientes,   se  propone  que  excepcionalmente   el   oferente   adjudicado   pueda   indexar   su   oferta   por   un   período   limitado  según  la  evolución  del  precio  spot,  si  por  razones  ajenas  a  su  voluntad  se  retrasa  la  entrada  en  operación  de  su  central.  Ello  le  permitiría  abastecer  la  energía  comprometida  con  compras  en  el  mercado   spot.   El   período   excepcional   podría   durar   hasta   12   o   hasta   18   meses.   Esta   opción  debería  estar  sujeta  a   la  ocurrencia  y  verificación  de  causales  específicas,   la  aprobación  de  un  ente   independiente  (por  ejemplo,  el  Panel  de  Expertos)  y  una  multa  proporcional  a   la  energía  comprometida  de  modo  que  el  beneficiado  no  pueda   lucrar  de  esta  opción  y  por  el  contrario  tenga   que   pagar   un   costo.     Este  mecanismo   puede   ser   esencial   para   conseguir   la   llegada   de  nuevos  entrantes  que  no  tienen   la  posibilidad  de   los   incumbentes  de  cubrir  sus  compromisos  con   otras   centrales   en   caso   que   aquella   destinada   al   contrato   de   suministro   se   atrase   en   su  entrada.      Teniendo   presente   que   es   posible   que   las   licitaciones   pueden   tener   un   éxito   parcial,   se  recomienda   diseñar   un   mecanismo   que   regule   la   forma   de   cubrir   los   suministros   de  distribuidoras  son  contrato.  En  tal  sentido  cabe  considerar  el  artículo  3  transitorio  contenido  en  la  Ley  20.018  de  19.05.2005    También  es  conveniente  que  las  proyecciones  de  demanda  consideradas  en  las  licitaciones  sean  realistas  y  estén  respaldadas  por  estadísticas  históricas  y  estudios  especializados;  de  esta  forma  se   permite   que   los   oferentes   puedan   evaluar   adecuadamente   el   riesgo   del   compromiso  asumido.   Asimismo   se   recomienda   desincentivar   la   sobrecontratación   suministros   de   las  empresas  distribuidoras  (por  encima  de  la  demanda  esperada),  pues  ello  encarece  el  precio  de  las  ofertas  y  bloquea  energía  que  puede  reasignarse  a  otras  distribuidoras  o  clientes  libres.    Un   análisis   especial   merecen   algunas   propuestas   destinadas   a   facilitar   la   participación   de  centrales   ERNC   que   proveen   energía   en   forma   intermitente   o   variable   en   las   licitaciones.  Algunos  han  propuesto  que   los  oferentes  sólo  se  comprometan  con  volúmenes  mensuales  de  energía,   sin   comprometer   potencia.   Ello   los   liberaría   de   la   necesidad   de   intermediar   en   el  mercado   spot   para   compensar   las   diferencias   entre   la   energía   comprometida   y   la   curva   de  oferta  efectiva  de  energía  de  sus  centrales.      El   gran   problema   de   esta   solución   es   que   no   compromete   a   los   oferentes   a   abastecer   la  demanda  del  consumo  de  acuerdo  a  su  curva  de  carga,  que  es   la  esencia  de   los  contratos  de  

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suministro.   Abastecer   una   demanda   según   su   curva   de   carga   tiene   intrínseco   el   costo   de  intermediar   en   el  mercado   spot   los   sobrantes   y   déficits   de   generación   respecto   del   volumen  demandado.  El  precio  de  esta  obligación  no  puede  compararse   con  el  precio  ofrecido  por  un  suministro   sin   exigencias   horarias.   Si   la   licitación   garantiza   la   asignación   de   contratos   a   los  oferentes   de   energía   intermitente   al   precio   ofertado   en   sus   horas   de   suministro,   entonces  aquellos   oferentes   que   garantizan   el   suministro   en   las   horas   faltantes   tendrán  que   cubrir   los  desbalances   entre   compromisos   y   disponibilidad   de   energía   de   las   primera   a   un   precio  desconocido   (el   precio   spot).   Ello   las   llevará   a   penalizar   su   oferta   por   encima   de   su   costo  eficiente   de   producción.   Los   mayores   perjudicados   serán   los   clientes   finales   quienes  probablemente  deberán  pagar  un  precio  agregado  más  alto.    Por   lo   tanto,   se   estima   que   en   su   esencia   el   sistema   actual   debe   mantenerse,   por   cuanto  permite  comparar  ofertas  de  un  mismo  producto.  Ello   sin  perjuicio  de  explorar  vías  para  que  tecnologías   de   entrega   variables   o   intermitente   (por   ejemplo   fotovoltaica   o   eólica)   puedan  complementarse   mutuamente   y   con   otras   tecnologías   para   tender   a   “aplanar”   su   curva   de  entregas   y   así   participar   en   los   bloques   licitados   por   las   distribuidoras.   En   tal   caso   no   debe  favorecerse  ciertas  tecnologías  en  detrimento  de  otras.    Una  posibilidad  es  un  esquema  en  que  los  interesados  deban  hacer  ofertas  por  bloques  horarios  predefinidos   y   también   ofertas   por   las   24   horas   del   día,   según   el   perfil   de   demanda   de   las  distribuidoras.  Estas  deberán  buscar   la  combinación  de  ofertas  que  permita   llenar   la  curva  de  demanda,  minimizando  el  costo  agregado  de  suministro.  De  este  modo  se  podrían  aprovechar  las   oportunidades   de   complementación   entre   ERNC,   pero   sólo   si   efectivamente  mejoran   los  resultados  globales  de  la  licitación.  Todos  los  generadores  adjudicados  deben  asumir  la  varianza  en  el  consumo  real  de  la  distribuidora  versus  el  proyectado,  en  proporción  a  su  participación  en  el  volumen  total  adjudicado  en  cada  bloque  horario.          

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 1. Introducción    Este  es  el  segundo  informe  de  un  estudio  encargado  por  la  Confederación  de  la  Producción  y  el  Comercio   (CPC)   con   el   objeto   de   proponer   una   agenda   destinada   a   reactivar   la   inversión   en  grandes   centrales   generadoras   de   base   en   el   Sistema   Interconectado   Central   (SIC).   Dichas  centrales   son  esenciales  para  el   funcionamiento   continuo  y   eficiente  de  un   sistema  eléctrico,  pues  permiten  proveer  grandes  bloques  de  energía  en  forma  constante  y  a  relativo  bajo  costo  de   generación.   Normalmente   en   el   SIC   esta   función   ha   sido   satisfecha   por   centrales  hidroeléctricas,  termoeléctricas  a  carbón,  plantas  de  ciclo  combinado  que  emplean  gas  natural  y  algunos  aportes  de  generación  en  base  a  biomasa.  A   futuro  se  podrían  eventualmente  sumar  centrales  geotérmicas,  plantas  nucleoeléctricas  o  sistemas  que  combinen  fuentes  discontinuas  de   electricidad   (por   ejemplo,   plantas   eólicas   o   solares)   con   unidades   de   almacenamiento   de  energía.3        1.1  Diagnóstico    En  el  primer  informe  se  realizó  un  diagnóstico  de  las  dificultades  que  actualmente  existen  para  desarrollar   grandes   proyectos   de   generación   de   base.   La   fuerte   disminución   en   el   ritmo   de  inversiones   están   incidiendo   en   un   notable   y   alarmante   aumento   de   los   precios   de   la  electricidad,  una  creciente  dificultad  de  las  empresas  distribuidoras  y  los  grandes  clientes  para  renovar   sus   contratos   de   suministro   eléctrico   y   una   gran   incertidumbre   sobre   la   forma   de  satisfacer  la  demanda  futura,  una  vez  que  se  cope  la  capacidad  existente  y  en  construcción.  La  paralización   del   proceso   de   inversión   en   generación   eléctrica   se   percibe   como   una   de   las  principales  amenazas  al  crecimiento  futuro  y  competitividad  de  la  economía  chilena.    Se  señaló  que  el  problema  no  es  la  falta  de  interés  por  invertir,  sino  la  creciente  dificultad  para  concretar  proyectos,  debido  especialmente  a  la  creciente  oposición  ambiental  y  ciudadana  que  enfrentan.  En  el  mejor  de  los  casos  los  proyectos  se  logran  ejecutar  con  largos  retrasos  respecto  a   las   fechas   inicialmente   programadas   o   simplemente   se   paralizan   por   decisiones  administrativas,  políticas  o  judiciales.  La  judicialización  es  un  fenómeno  creciente,  que  afecta  a  todos   los   tipos   de   proyectos   -­‐grandes   y   chicos,   térmicos   y   renovables-­‐     en   todo   el   territorio.  Desde   que   se   escribió   el   primer   informe   (hace   dos   meses)   el   escenario   de   judicialización  continúa   complejizándose:   los   tribunales   revocaron   la   autorización   ambiental   de   la   Central  Punta  Alcalde.    

                                                                                                                         3   Las   centrales   de   base   son   complementadas   con   centrales   que   proveen   energía   a   bajo   costo,   pero   en   forma  discontinua,  dentro  de  las  cuales  se  incluyen  normalmente  plantas  hidroeléctricas  de  pasada  y,  en  forma  creciente,  centrales  eólicas  o  solares.    Finalmente  se  utilizan  también  unidades  capaces  de  proveer  energía  en  forma  variable,  ya   sea   para   satisfacer   demanda   de   punta   o   para   servir   como  plantas   de   respaldo,   entre   las   cuales   destacan   las  unidades   termoeléctricas  alimentadas   con  petróleo,   las  que   tienen  un  alto   costo  variable  de  operación,  pero  un  bajo  costo  de  inversión  (o  potencia).    

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Las  principales  causas  de  la  creciente  oposición  que  enfrentan  los  proyectos  son:      

[1]  Una  creciente  pérdida  de  confianza  en  la  institucionalidad  y  un  malestar  por  la  falta  de  espacios  de  participación  ciudadana.  Todo  esto,  en  un  contexto  de  desinformación  de  la  ciudadanía  sobre  materias  energéticas  y  ambientales.  A  su  vez,  la  ciudadanía  está  más  empoderada,  participativa  y  preocupada  del  cuidado  del  medioambiente  y  se  organiza  y  moviliza   para   oponerse   a   los   proyectos   que   considera   tienen   impactos   ambientales  negativos.    [2]   Comunidades   locales   menos   dispuestas   a   aceptar   inversiones   que   tienen   una  distribución  geográfica  inequitativa  de  sus  costos  y  beneficios.  Asimismo,  hay  grupos  de  opinión  que  exceden  el  ámbito  local  y  que  se  oponen  por  otros  motivos  al  desarrollo  de  ciertos  tipos  de  generación.    

 [3]  Una  creciente  competencia  por  el  uso  del  territorio  entre  distintos  fines  productivos  y  de  preservación.  Esta   situación  se  hace  más  compleja  por   la  ausencia  de  un  sistema  coherente,  participativo  y   legitimado  de  ordenamiento   territorial.  Existe  en  cambio  un  gran   desorden   y   traslapo   de   instrumentos   y   competencias,   con   las   consecuentes  ineficiencia,  incertidumbre  y  conflictos.  

 Los  conflictos  se  han  potenciado  por  una  percepción  de  debilitamiento  institucional  que  surge  de  acciones  de  la  autoridad  política  y/o  de  los  tribunales  que  se  contradicen  o  interfieren  con  decisiones  administrativas  y  permisos  otorgados.  Asimismo,  esta  situación  se  ha  exacerbado  por  un   déficit   de   liderazgo   político   capaz   de   plantear   a   la   ciudadanía   cuáles   son   las   opciones  energéticas  disponibles  y  conducir  al  país  en  esta  materia.    En   la   práctica   se   está   deteniendo   el   desarrollo   de   la   generación   basada   en   los   abundantes  recursos   hídricos   de   que   goza   país,   como   asimismo,   de   la   fuente   de   energía   que   le   sigue   en  costos,   como   es   el   carbón.   Ello   está   significando   pasar   de   costos   medios   de   desarrollo   de  alrededor  de  USD  80-­‐90  por  MWh  a  un  valor  en  torno  a    USD  120-­‐130  por  MWh,  en  el  supuesto  que  se  consiga  expandir   la  oferta  en  base  a  centrales  que  usan  gas  natural.  Es  decir,  sin  plena  conciencia  de  ello,  la  sociedad  chilena  está  debiendo  asumir  un  sobrecosto  de  alrededor  de  un  50%  en  el  valor  del  suministro  eléctrico,  lo  que  no  sólo  afectará  la  cuenta  de  la  electricidad  de  millones  de  hogares  sino  también  la  competitividad  industrial  y  minera  del  país.  El  mayor  costo  aplicado  al  volumen  total  de  generación  del  SIC  equivale  a  más  de  USD  2.000  millones  anuales,  que  deberán  ser  soportados  por  los  clientes  finales,  sean  estos  residenciales  o  industriales.  De  acuerdo  a  un  reciente  estudio,  a  causa  de  la  coyuntura  energética,  el  país  estaría  perdiendo  casi  un  18%  de  la  inversión  privada,  un  8%  del  empleo  y  un  6%  del  PIB  entre  2012  y  2019.4    La  paralización  de  los  proyectos  de  generación  de  base  dificultará  también  el  desarrollo  de  las  centrales   de   energías   renovables   no   convencionales   (ERNC)   no   obstante   los   avances  

                                                                                                                         4  “Impacto  Económico  del  Retraso  en  las  Inversiones  de  Generación  Eléctrica  en  Chile”,  Mayo  2013,  realizado  por  los  especialistas  de  la  Universidad  Alberto  Hurtado,  F.  Fuentes  y  C.  Garcia,  y  de  Synex,  R.  Agurto  y  E.  Skoknic.  

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tecnológicos   y   los   acuerdos   políticos   que   se   están   alcanzando   en   la   materia.   Dado   que   la  mayoría   de   estas   centrales   proveen   energía   intermitente   y   con   bajo   factor   de   planta,   se  requerirá   una   expansión   de   la   capacidad   de   plantas   hidroeléctricas   de   embalse   o   unidades  térmicas  eficientes  que  sean  capaces  de  compensar  las  variaciones  en  la  generación  ERNC.    Se   requiere   entonces   alcanzar   un   amplio   acuerdo   social   y   político   para   impulsar   una   agenda  destinada   a   reactivar   las   inversiones   y   concretar   en   breve   plazo   proyectos   de   centrales  generadoras   eficientes,   de   modo   de   posibilitar   un   desarrollo   sostenido   de   la   economía,  resguardando  el  medio  ambiente  y  asegurando  una  distribución  equitativa  de  costo  y  beneficios  en  la  sociedad.        1.2  Proyecciones:  escenarios  de  generación  2014-­‐2020    En   el   primer   informe   se   presentaron   proyecciones   de   la   posible   evolución   de   la   demanda   y  capacidad  de  generación  en  el  SIC  hasta  el  2020.  En  el  mediano  plazo  (2013-­‐2016)  la  situación  oferta-­‐demanda   se   percibe   un   poco   más   relajada   que   en   los   últimos   años.   Salvo   que   se  prolongue  la  situación  de  sequía  o  se  produzca  una  falla  prolongada  de  centrales,  el  promedio  de  los  precios  spot  debería  converger  al  costo  de  desarrollo  del  sistema,  al  menos  en  la  región  centro-­‐sur   del   SIC.   Ello   debido   a   que   se   conectaron   recientemente   1.000  MW  en   centrales   a  carbón  y  a  que  se  están   incorporando  otros  900  MW  de  generación  de  base,   incluyendo  120  MW  en  centrales  hidroeléctricas  pequeñas,  300  MW  en  centrales  hidroeléctricas  medianas  que  habían  tenido  atrasos  en  su  construcción  ,  320  MW  en  la  central  hidroeléctrica  Angostura  y  150  MW  en  la  central  a  carbón  Guacolda  5  así  como  300  MW  en  ERNC  eólicas,  solares  y  minihidro.    La  situación  a  partir  de  2017  es  mucho  más  preocupante  porque  no  está  claro  cuándo  podrán  concretarse   nuevos   proyectos   hidroeléctricos   o   termoeléctricos   de   gran   tamaño   o   la  interconexión  SIC-­‐SING.5  Las  proyecciones  en  un  escenario  base,  asumiendo  que   las  centrales  Nueva  Renca,  Nuehuenco  1  y  Nehuenco  2  no  disponen  de  GNL,  que  las  centrales  hidroeléctricas  de  Alto  Maipo,  Los  Cóndores  y  Ñuble  entran  en  operación  con  solo  un  año  de  atraso  el  2019,  2020  y  2021,   respectivamente,  y  que   la   interconexión  SIC-­‐SING  está  disponible  recién  a  partir  del   año  2020,   anticipan  precios   spot  muy  elevados  para   el   período  2017-­‐2020,   aun  para  una  situación  hidrológica  promedio.  En  efecto,  el  precio  spot  de  energía  proyectado  para  hidrología  promedio  alcanzaría  valores  de  139  y  152  USD/MWh  en  los  años  2018  y  2019  respectivamente,  los   que     exceden   largamente   los   precios   esperados   en   condiciones   de   equilibrio  oferta/demanda.      Para  hacer  frente  a  esta  coyuntura,  existe  la  posibilidad  de  que  las  centrales  de  ciclo  combinado  existentes,  que  no  han  contratado  el  uso  del  terminal  de  GNL  o  viabilizado  otras  alternativas  de  regasificación  (Nehuenco  I  y  II  y  Nueva  Renca)  participen  en  el  mercado  de  suministro  eléctrico  

                                                                                                                         5  Esta  incertidumbre  involucra,  entre  otros,  a  los  proyectos  como  Alto  Maipo  (hidroeléctrico  de  530  MW),  Castilla  (carbón  de  2  x  350  MW  en  su  etapa   inicial),  Punta  Alcalde   (carbón  de  700  MW),  Neltume  (hidroeléctrico  de  480  MW)  o  la  interconexión  SIC-­‐SING  (entre  300  y  700  MW).  

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mediante   contratos   de   largo   plazo,   basado   también   en   compras   de   largo   plazo   de   GNL.  Adicionalmente,   se   podrían   transformar   a   ciclo   combinado   los   ciclos   abiertos   de   Taltal   y  Candelaria.  El  uso  continuo  de  los  ciclos  combinados  existentes  permitiría  movilizar  hasta  unos  1.000  MW  en  centrales  de  base  que  hoy  operan  con  petróleo  diésel  y  solo  esporádicamente  con  GNL  comprado  en  el  mercado  spot.        Las  proyecciones  de  precios  mejoran  considerablemente  si  se  considera  que  las  centrales  Nueva  Renca,  Nehuenco   1   y  Nehuenco   2   disponen  de  GNL   a   partir   del   año   2015   a   un   precio   de   15  USD/MBTU.  En  los  dos  primeros  años  se  supone  un  contrato  de  compra  de  GNL  take  or  pay  por  un  50%  de  la  capacidad  de  las  plantas  y  en  el  resto  del  periodo,  un  contrato  take  or  pay  por  un  80%  con  un  precio  del  GNL  de  12  US$/MBTU.  Asimismo  se  supone  un    retraso  de  un  año  en  las  otras  obras  de  generación.  En  este  escenario,  si  se  diera  una  hidrología  media,  el  costo  marginal  promedio  anual  sería  de  dos  dígitos  para  todos  los  años  de  la  serie,  salvo  2019  que  alcanzaría  justo  el  valor  de  US$100/MWh.  Si  se  promedian  las  tres  estados  hidrológicos    -­‐  húmedo,  medio  y  seco  -­‐  el  costo  marginal  promedio  solo  superaría  los  US$100  el  año  2019.    Se  observa  que  aún  con  atraso  de  obras,  el  despacho  de  centrales  de  ciclo  combinado  con  GNL  produce  una  baja   relevante  de   los   costos  marginales.   Para   ello   se   requieren   condiciones  que  faciliten  la  contratación  de  GNL  de  parte  de  las  empresas  generadoras.  Por  la  naturaleza  de  los  contratos   de   uso   del   terminal   y   las   características   de   los   contratos   de   compra   de  GNL,   sería  necesario   que   los   contratos   de   suministro   eléctrico   se   efectúen  mediante   contratos   de   largo  plazo.  

 En  consecuencia,  la  disponibilidad  de  contratos  de  largo  plazo  de  GNL  a  precios  competitivos  se  vislumbra  como  una  condición  necesaria,  pero  no  suficiente,  para  cubrir  a  costos  razonables  la  demanda   del   SIC   hacia   el   2020.   Adicionalmente   se   requiere   que   se   construya   un   número  significativo   de   centrales   de   base   cuyo   inicio   o   concreción   son   aún   inciertos,   y   un   volumen  creciente   de   proyectos   ERNC,   consistente   con   las   metas   actualmente   previstas.   Ninguna   de  estas  condiciones  está  asegurada,  por  lo  que  este  escenario  podría  considerarse  optimista.    El  suministro  eficiente  de  la  demanda  que  se  originará  a  partir  del  2020  es  un  desafío  aún  más  complejo.  Exige  decisiones  de  inversión  que  deberán  ser  tomadas  en  los  próximos  tres  años,  lo  cual  a  su  vez  requiere  una  dinámica  de  aprobación  ambiental,  gestión  pública,  consenso  político  y  aceptación  social   sobre  el  desarrollo  de  grandes  proyectos  hidroeléctricos  y   termoeléctricos  que  hoy  no  existe.  Las  ERNC  contribuirán  a  abastecer  dicha  demanda,  pero  no  serán  suficientes.      1.3  Acciones  de  corto  plazo:  licitaciones  de  suministro  de  distribuidoras    Dada  la  elevada  proporción  que  el  consumo  regulado  tiene  en  la  demanda  total,  las  licitaciones  de   suministro  de   las   empresas  distribuidoras  pueden   contribuir   a   reactivar   las   inversiones  en  generación  de  base.    Por  el  contrario,  su  fracaso  puede  resultar  en  la  aplicación  de  criterios  ad-­‐hoc   (no   contemplados   en   la   ley)   que   desincentivarán   las   inversiones   y   pondrán   en   riesgo   el  

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modelo  eléctrico6.  En  consecuencia,  en  el  primer  informe  se  formularon  recomendaciones  que  podrían  contribuir  al  éxito  de  dichas  licitaciones,  poniendo  el  foco  en  los  requerimientos  que  se  originarán  en  el  período  2014-­‐2020,  ya  sea  por  crecimiento  de  la  demanda,  por  el  vencimiento  de  contratos  o  por  tratarse  de  suministros  que  hoy  no  tienen  contratos.    Según  las  proyecciones  efectuadas,  en  el  período  2014-­‐2020  los  contratos  de  las  distribuidoras  podrían  satisfacerse  de  manera  económica  (es  decir,  sin  tener  que  recurrir  a  petróleo  diésel  en  centrales  de  ciclo  combinado  o  alternativas  aún  más  caras)  esencialmente  mediante  el  uso  de  gas  natural  en  las  centrales  de  ciclo  abierto  y  combinado  existentes.  Difícilmente  las  licitaciones  pueden   estimular   grandes   inversiones   que   estén   operativas   antes   que   concluya   ese   período.  Por  ello  se  formularon  propuestas  que  incentiven  a  los  generadores  que  cuenten  con  centrales  de  gas  natural  a  suscribir  contratos  de  suministro  y  regasificación  de  GNL  competitivos  de  largo  plazo.  Ello  sin  perjuicio  de  estimular  la  participación  de  generadores  que  puedan  aportar  otros  medios  eficientes  de    generación,  incluyendo  ERNC.    Se   recomendó   que   los   contratos   con   las   distribuidoras   se   extiendan   al  menos   hasta   el   2026  (inclusive)   para   que   los   oferentes   que   disponen   de   centrales   de   ciclo   combinado   puedan  respaldar   diez   o   más   años   de   operación   con   contratos   de   suministro   de   GNL,   los   que  difícilmente  aportarán  gas  antes  de  2016.  Por  la  misma  razón  se  propuso  que  hasta  el  2016  los  interesados  tengan  la  opción  de  indexar  el  precio  ofertado  de  acuerdo  a  la  evolución  del  costo  marginal   en   lugar   de   emplear   los   indexadores   tradicionalmente   utilizados   (basados   en   los  costos  de  generación  de  una  planta),  con  un  precio  techo  de  alrededor  de  US$  180/MWh  (costo  variable   de   operar   centrales   de   ciclo   combinado   con   diesel,   indexado   según   el   valor  internacional  de  este  combustible).  De  esta  forma  se  aminora  el  riesgo  de  un  descalce  excesivo  entre   el   costo   de   adquirir   electricidad   en   el   mercado   spot   y   el   precio   de   venta   a   las  distribuidoras.  El  riesgo  para  los  clientes  finales  es  reducido,  no  solo  por  la  fijación  de  un  precio  techo,  sino  porque   los  valores  esperados  de   los  costos  marginales  son  relativamente  bajos  en  los  próximos   tres  años.   La   indexación  alternativa  en  el  período  2014-­‐16  debiera   ser  opcional,  pues  algunos  generadores  podrían  preferir  un  indexador  tradicional  para  todo  el  período  de  la  licitación.7      En  el  período  2017-­‐2026,  se  recomendó  volver  a  un  precio  fijo  indexado  según  los  parámetros  que  corresponda,  debiendo  permitirse  que,  en  el  caso  de  las  centrales  de  ciclo  combinado,  los  precios   de   gas   natural   se   actualicen  mediante   indicadores   como   el   Henry   Hub,   el   Brent   o   el  indexador   en   base   a   los   precios   spot   del   GNL   publicados   por   Platt’s,   u   otros   organismos  similares.   Estos   indicadores   del   precio   del   gas   natural   también   pueden   ser   utilizados   para  indexar  las  ofertas  a  partir  de  2014.    

                                                                                                                         6     Las   recientes  resoluciones  de     la  SEC  sobre     la   forma  de  cubrir  suministros  de  empresas  distribuidoras  sin  

contrato  son  un  ejemplo  de  este  riesgo.  7     Cabe  señalar  que   los   interesados  en   instalar  centrales  nuevas  cuya  construcción  se  puede  concretar  antes  

del   2016,   como   es   es   caso   de   algunos   proyectos   eólicos   o   de   energía   solar,   también   pueden   preferir   la  opción  de  indexar  a  costo  marginal,  pasando  a  un  indexador  relacionado  con  el  costo  de  generación  cuando  ya  tienen  la  planta  operando.      

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Se  propuso  que  el  bloque  total  debiera  laminarse  en  sub-­‐bloques  más  pequeños  y  sumables,  de  manera  de  dar  la  posibilidad  de  participar  a  centrales  y  operadores  más  pequeños,  incluyendo  ERNC   como   las   mini-­‐hidro,   solares,   eólicas   o   de   biomasa.8   Asimismo,   se     indicó   que   a   los  interesados   debía   dárseles   un   plazo   suficientemente   largo   para   que   puedan   negociar   sus  contratos   de   suministro   de   gas   de   largo   plazo   u   otros   combustibles,   o   tramitar   permisos  pendientes  antes  de  presentar  sus  ofertas  en  esta  licitación.        1.4  Objetivos  y  contenido  del  presente  informe    El  propósito  de  este  segundo  informe  es  presentar  propuestas  que  contribuyan  a   impulsar   las  inversiones  en  grandes  centrales  generadoras  de  base  -­‐de  empresas  existentes  y  nuevos  actores  -­‐  con  un  horizonte  de  mediano  plazo,  las  que  son  indispensables  para  atender  la  demanda  que  se   originará   más   allá   del   2020.   Dichas   propuestas   incluyen   el   diseño   de   las   licitaciones   de  suministro   que   las   distribuidoras   requerirán   a   partir   de   ese   año   y   abordan   también   otros  problemas  de  fondo  que  están  obstaculizando  el  desarrollo  de  nuevos  proyectos  de  generación.  El  objetivo  último  es  contribuir  al  diseño  de  una  agenda  que  implique  un  “nuevo  trato”,  cuente  con   amplio   acuerdo   y   permita   reactivar   las   inversiones   que   el   país   requiere   en   materia   de  generación.      En  el   segundo   capítulo   se  presentan  proyecciones  de  oferta   y  demanda  del   sistema  eléctrico  chileno  en  el  período  2020-­‐2030,   las  que  complementan  el  análisis  efectuado  para  el  período  2014-­‐2020   en   el   informe   1.   En   el   capítulo   tercero   se   formulan   consideraciones   sobre   la  participación   ciudadana   y   el   rol   de   la   autoridad   gubernamental   en   el   desarrollo   eléctrico.   El  capítulo  cuarto  presenta  recomendaciones  destinadas  a  distribuir  de  manera  más  equitativa  los  beneficios   y   costos   asociados   a   los   proyectos   de   generación   eléctrica.   El   quinto   capítulo  presenta   proposiciones   sobre   ordenamiento   territorial.   El   sexto   capítulo   plantea   ideas   para  facilitar   la   tramitación   de   permisos.   El   séptimo   capítulo   se   aboca   a   las   complejidades   en   el  desarrollo   de   proyectos   de   transmisión   y   plantea   propuestas   orientadas   a   solucionarlas.  Finalmente  el  capítulo  ocho  se  refiere  a  las  licitaciones  de  suministro  de  las  distribuidoras  para  los  consumos  posteriores  a  2020.                  

                                                                                                                         8     Por   ejemplo   un   generador   hidroeléctrico   de   10  MW  de   capacidad   instalada  podría   tener   una  producción  

contratable  en  torno  a  los  30  o  40  GWh  anuales.  

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 2.  Balance  de  energía  2020-­‐2030  

 2.1 Introducción  

 En  el  Primer  Informe  se  concluyó  que  una  forma  de  abastecer  de  manera  económica  de  energía  al  SIC  desde  el  presente  hasta  el  año  2020  considera  las  siguientes  condiciones:    

-­‐ Se  inicia  prontamente  la  construcción  de  algunos  proyectos  de  generación  que  tienen  un  alto   grado   de   madurez,   tales   como   Alto   Maipo   y   Santa   María   2,   dos   proyectos  hidroeléctricos  medianos  y  un  determinado  volumen  de  proyectos  ERNC.    

-­‐ Se  realiza  en  2019  la  interconexión  SIC-­‐SING.9    

-­‐ Algunas   unidades   de   ciclo   combinado   existentes,   que   hoy   operan   con   diésel   y  contratando  gas  natural  en  forma  ocasional,  establecen  contratos  de  largo  plazo  de  GNL  y  utilizan  el  terminal  de  Quintero  expandido,  pasando  a  operar  como  centrales  de  base.  

                                                                                                                         9  La  interconexión  SIC-­‐SING  ha  sido  estudiada  recientemente  por  la  CNE  y  el  Ministerio  de  Energía.  Los  resultados  muestran  beneficios  importantes  para  la  operación  de  ambos  sistemas  en  térmicos  de:  atenuar  la  variabilidad  de  los  costos  marginales  en  el  SIC,   la  posibilidad  de  desarrollar  centrales  a  carbón  en  el  SING  que  están  autorizadas  ambientalmente   (caso   de   los   proyectos   de   Infraestructura   Energética   y   Pacífico)   y   podrían   comercializar   más  fácilmente  su  energía  al  sistema  conjunto  SIC-­‐SING,  el  uso  compartido  de  reserva,  la  posibilidad  de  respaldo  mutuo  en  caso  de  fallas  y  la  posibilidad  de  contar  con  potencia  de  base  disponible  en  el  SIC  (ciclos  combinados)  frente  a  coyunturas  de  atrasos  de  centrales  en  el  SIC.  A  ello  se  suma  el  poder  agregar  nuevos  actores  al  mercado  mayorista  del   SIC   con   el   consiguiente   aumento   en   los   niveles   de   competencia   en   ese   mercado.   Adicionalmente   la  interconexión  facilitaría  un  mayor  desarrollo  de  las  ERNC  y  particularmente  de  tecnologías  intermitentes  como  la  solar  PV,  que  puede  ser  regulada  parcialmente  en  un  sistema  con  embalses  y  de  mayor  tamaño.        A   la   fecha,   la   empresa  GDF  Suez   (controlador  de  E.CL   y  del   terminal  de   regasificación  de  GNL  de  Mejillones)  ha  manifestado   su   interés   en   realizar   esta   interconexión   a   través   de   una   línea   en   corriente   alterna   que   se  desarrollaría,   como   lo   establece   la   ley,   de   acuerdo   a   un   esquema   de   open-­‐season   abierto   a   la   participación   de  terceros.   La   línea   conectaría   las   subestaciones   Cardones   del   SIC   y   Mejillones   del   SING.   Se   entiende   que   este  proyecto  podría  aportar  al  SIC   inicialmente  generación  disponible  en  base  a  GNL,  y  posteriormente  generación  a  carbón  de  los  proyectos  de  Infraestructura  Energética  y  otros.  El  costo  de  la  línea  sería  pagado  por  los  generadores  que  firmen  contratos  de  uso  de  la  línea.    Por   su   parte   el   Gobierno   ha   sometido   al   Congreso   un   proyecto   de   ley   que   faculta   a   la   CNE   a   declarar   una  interconexión   como  posible  obra   troncal,   la   que  debería   someterse   al   proceso  de  evaluación  de   los   Estudios  de  Transmisión  Troncal  (ETT)  y  de  sus  revisiones  anuales  por  parte  de  los  CDEC  respectivos.  Este  proyecto  representa  una  alternativa  en  el  caso  que  el  proyecto  de  Suez  GDF  no  tenga  éxito,  siendo  improbable  que  se  desarrollen  dos  interconexiones  en  paralelo.    En   términos   generales,   se   considera   positiva   la   realización   de   una   interconexión   entre   el   SIC   y   el   SING   en   el  entendido  que  su  conveniencia  económica  –  incluyendo  análisis  de  riesgo  y  ventajas  estratégicas  -­‐  es  efectiva.  De  concretarse,  el  proyecto  GDF  Suez,  por  ser  un  proyecto  privado,  debería  cumplir  necesariamente  con  el  criterio  de  conveniencia   económico.   El   proyecto   de   iniciativa   de   la   CNE   debería   en   cambio   respaldarse   con   un   análisis  actualizado  al  momento  de  proponerse  dicha  interconexión.  

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En  este  capítulo  se  analiza  la  forma  cómo  el  crecimiento  de  la  demanda  de  energía  en  el  sistema  integrado  SIC+SING  será  abastecido  en  el  período  2020-­‐2030,  asumiendo  que  la   interconexión  entre  ambos  sistemas  se  ha  concretado  antes  del   inicio  de  dicho  período.  El  análisis  se  realiza  en  forma  simplificada,  partiendo  del  supuesto  que  al  año  2020  tanto  la  demanda  del  SIC  como  del   SING   se   encuentran   plenamente   abastecidas   en   forma   económica   (cuestión   que,   como  hemos  visto,  está  lejos  de  ser  un  escenario  seguro).      Al  año  2020  la  capacidad  instalada  en  centrales  de  base  en  el  SING  debiera  exceder  largamente  su   demanda,   según   se   proyecta   en   el   Cuadro   1.   En   consecuencia,   parte   del   excedente   sería  “exportado”  inicialmente  al  SIC  a  través  de  la  interconexión  entre  ambos  sistemas.  Por  su  parte  la   capacidad   instalada   en   el   SIC   al   año   2020   debiera   estar   aproximadamente   adaptada   a   la  demanda,   si   se   dan   los   supuestos   del   Primer   Informe   que   se   traducen   en   los   balances   de  energía  y  valores  de  costos  marginales  contenidos  en  él.    

Cuadro  1.  Proyección  Oferta  –  Demanda  en  el  SING  2020    

               Fuente:  proyección  de  SYNEX    Se  debe  aclarar  que  el  balance  que  se  presenta  en  este  capítulo  no  busca  predecir  la  evolución  de   los   precios   en   el   período   de   análisis   ni   detallar   la   secuencia   precisa   de   obras   que   sería  recomendable   realizar.   Su   objetivo   es  más   bien   ilustrar   los   aumentos   de   capacidad   instalada  requeridos   y   el   rol   que   pueden   jugar   distintas   tecnologías   y   fuentes   de   energía   en   el  abastecimiento  de  la  demanda  entre  los  años  señalados,  dependiendo  de  las  decisiones  que  se  adopten.  En  particular,  se  desea  apreciar  el  rol  que  podrían  jugar  la  generación  termoeléctrica,  la   hidroelectricidad   de  mediano   tamaño,   los   grandes   recursos   hidroeléctricos   de   Aysén   y   las  ERNC.      En   el   presente   análisis,   la   demanda   total   SIC+SING   proyectada   para   los   años   2020   y   2030   se  obtiene  de  la  siguiente  forma:    • Para  el  2020   la  demanda  se  obtiene  a  partir  de   la  proyección  del  consumo  de  compañías  

distribuidoras  y  pequeñas  industrias,  y  de  la  proyección  de  consumo  de  grandes  proyectos  industriales   y   mineros.   Para   el   primer   grupo,   la   demanda   se   estima   en   base   a   un  crecimiento   anual   del   PIB   de   un   5%.   En   el   caso   de   los   grandes   clientes,   se   asumen  

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crecimientos  individuales  de  demanda  para  cada  uno  (en  MW)  de  acuerdo  a  sus  proyectos  futuros.  La  demanda  obtenida  es  similar  a  la  considerada  para  el  2020  en  el  Primer  Informe.    

• Para  el  2030  la  demanda  se  obtiene  sobre  la  base  de  suponer  que  se  alcanza  un  consumo  de  electricidad  per  cápita  similar  al  promedio  de  un  conjunto  de  países  desarrollados  que  hoy  tienen  un  producto   interno  bruto  (PIB)  cápita  cercano  al  que  se  espera  para  Chile  en  ese   año:   cerca   de  US$   28.200   (en   dólares   del   año   2000),   lo   cual   supone   un   crecimiento  anual   del   PIB   per   cápita   de   aproximadamente   un   4%.   Ese   consumo   alcanza  aproximadamente  8.000  kWh  per   cápita,   que   se  puede   comparar   con   los  3.700  kWh  per  cápita  que  Chile   tiene  en   la  actualidad.   La   información  básica   fue  obtenida  de   la  AIE  y   la  población   estimada   para   2030   es   de   19.6  millones   de   habitantes.   Estas   proyecciones   de  consumo   incluyen   los   efectos   esperados   de   una   política   de   incentivo   a   la   eficiencia  energética.  

La   demanda  proyectada   en   el   SIC+SING   llegaría   así   a   unos   99   TWh  en   2020   y   a   149   TWh  en  2030,  en  tanto  que  la  generación  neta  requerida  sería  de  101  TWh  y  152  TWh  respectivamente.  Por  consiguiente  en  la  década  el  crecimiento  del  consumo  anual  alcanzará  una  cifra  en  torno  a  los  51  TWh.  Ello  implica  una  tasa  media  de  crecimiento  de  4.1%  anual,  menor  que  la  histórica,  por   efecto   de   la   saturación   progresiva   del   consumo   específico,   entre   otras   razones,   por   una  mayor   eficiencia   energética   y   el   cambio   paulatino   de   nuestra   economía   a   formas   menos  intensivas  de  uso  de  la  electricidad.  En  las  siguientes  secciones  se  analiza  la  contribución  que  las  distintas  formas  de  energía  podrían  hacer  para  abastecer  el  mayor  consumo  que,  como  se  dijo,  en  2030  será  51  TWh  superior  al  consumo  de  2020.          2.2  Escenario  de  Referencia    En   esta   sección   se   describe   el   desarrollo   de   la   oferta   que   permite   satisfacer   la   demanda  proyectada  de  manera  eficiente,  cumpliendo  con  la  meta  ERNC  del  20%  en  2025,  recientemente  acordada  en  el  Congreso  Nacional.    Se  supone  que  el  país  es  capaz  de  implementar  las  medidas  y   lograr   los   acuerdos   necesarios   para   viabilizar   los   proyectos   energéticos   requeridos,   en   la  medida  que  estos  cumplan  con  todas  las  regulaciones  pertinentes.    

 2.2.1  Contribución  de  las  ERNC  

Dadas  las  disposiciones  legales  vigentes  que  establecen  metas  para  la  participación  de  este  tipo  de  energías  en   la  matriz  de  generación,  cualquier  proyección  que  se  haga  debe  comenzar  por  despejar   la  oferta  que  será  posible  obtener  de  ellas,  antes  de  atender  a   lo  proveniente  de   las  energías  de  base  y  de  respaldo  o  de  peaking.      La  ley  de  fomento  a  las  ERNC  (Ley  N°20.257)  estableció  a  partir  del  año  2007  un  mecanismo  que  obliga  a   los  comercializadores  de  energía   (generadores  y  distribuidores  que  venden  mediante  contratos   de   suministro)   a   que   una   proporción   creciente   de   sus   ventas   sea   satisfecha   con  

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energía  proveniente  de  ERNC.  Esta  proporción  se  aplica  a  los  contratos  establecidos  a  partir  de  agosto  2007  y  debe  alcanzar  un  10%  el  año  2024.  Este  mecanismo,  sumado  a  los  altos  precios  de   la   energía   eléctrica,   principalmente   en   el   mercado   spot,   y   el   desarrollo   tecnológico,   han  impulsado  un  fuerte  desarrollo  de  las  ERNC  en  los  últimos  años.  Los  costos  de  desarrollo  de  las  centrales   minihidro   y   biomasa   son   típicamente   inferiores   a   los   precios   imperantes   en   el  mercado   eléctrico,   lo   que   ha   permitido   su   desarrollo   autónomo   sin   necesidad   de   apoyos  explícitos.   En   el   caso   de   las   ERNC   de   tecnologías   de   generación   intermitente,   incluyendo   la  eólica   y   solar   fotovoltaica   (PV),   donde   nuestro   país   cuenta   con   un   potencial   importante,   sus  costos   han   ido   bajando   progresivamente   y   en   la   actualidad   varios   de   estos   proyectos   están  resultando  competitivos.      A  julio  de  2013,   la  capacidad  instalada  en  ERNC    asciende  a  1.051  MW,  de  los  cuales  el  97.6%  está   en   el   SIC+SING.   Estos   proyectos   actualmente   están   aportando   en   torno   al   6%   de   la  generación   al   sistema   SIC+SING.   Hasta   fines   de   2014,   en   el   SIC+SING   entrarán   en   operación  unos   600  MW  de  proyectos   eólicos   y   solares   actualmente   en   construcción,   lo   que   significará  una  inyección  adicional  del  orden  de  1.500  GWh/año,  llegándose  a  una  capacidad  de  inyección  anual  de  energía  de  las  ERNC  de  unos  5.200  GWh.      En  el  siguiente  cuadro  se  muestra  el  potencial  de  proyectos  ERNC  que  podrían  desarrollarse  en  el  mediano  y   largo  plazo.  Hay  además  de  aquellos  en  operación  y  en  construcción,  8.660  MW  que  ya  cuentan  con  aprobación  ambiental  y  otros  4.221  MW  en  proceso  de  calificación  en  el  Sistema   de   Evaluación   Ambiental.   En   ambos   casos,   este   potencial   es   principalmente   eólico   y  solar,  sobre  el  90%  (23  TWh  de  energía  anual).        

Cuadro  2.  Estado  Actual  de  Proyecto  ERNC  en  Chile    

        Estado  de  Proyectos  ERNC  (MW)      Tipo   Operación   Construcción   RCA  aprobada,  sin   En  calificación      

 (MW)   construir  

 Biomasa   428   24   106   26  Eólica   302   391   3.939   1.657  Mini-­‐Hidro   323   38   282   141  Solar   3.5   75   4.216   2.397  Geotermia           120      TOTAL   1.056(*)   528   8.663   4.221  

(*)   Incluye  5  MW  solares  y  eólicos  aislados.  Fuente:  Reporte  CER,  agosto  2013.  

   Sin  embargo,  dada  la  variabilidad  e  intermitencia  de  la  generación  de  las  fuentes  eólicas  y  solar  fotovoltaica,  la  capacidad  económica  y  técnica  de  absorción  de  estas  tecnologías  está  limitada  y  no  podrá  sostenerse  completamente  por  las  siguientes  razones:  

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 -­‐ Si   se   produce   una   sobreinversión   el   precio   spot   caerá     fuertemente   en   el   bloque   de  

horas   de   mayor   producción   –alcanzando   eventualmente   el   costo   variable   de   la  generación   a   carbón-­‐   impactando   negativamente   la   rentabilidad   de   los   mismos  proyectos  ERNC  y  de  otros  potenciales;    

-­‐ Se  podría  producir  una  congestión  en  segmentos  de  los  sistemas  de  transmisión,  lo  cual  acentuaría  la  reducción  de  los  precios  spot  locales  en  las  horas  de  mayor  producción;  

-­‐ La   sobreinversión   podría   afectar   la   economía   de   las   centrales   de   base,   gatillando   su  postergación,  lo  cual  produciría  un  alza  en  los  costos  marginales  de  los  bloques  horarios  en  que  no  hay  generación  eólica  ni  solar,   impactando  negativamente  el  costo  eléctrico  agregado  (ver  explicación  en  capítulo  8  sobre  licitaciones  de  suministro  de  las  EEDD);  

-­‐ La   introducción  de  volúmenes   importantes  de  generación   intermitente  puede  acarrear  problemas  en   la  operación  de   los  sistemas  eléctricos  debido  a   la  necesidad  de  que   las  centrales  termoeléctricas  absorban  y  regulen  la  variabilidad  de  este  tipo  de  generación.  En  otros  mercados,  ello  ha  implica  la  operación  de  las  unidades  termoeléctricas  a  carbón  o  gas  natural  en  rangos  de  baja  eficiencia,  variaciones  bruscas  de  potencia  e  incluso  un  régimen  crónico  de  partidas  y  detenciones  frecuentes,  lo  que  implica  altas  tasas  de  fallas  y  costos  de  mantenimiento  que  crecen  exponencialmente.  

   En  función  de  estos  elementos  de  análisis,  y  considerando  el  impacto  de  la  entrada  en  vigencia  de  la  iniciativa  legal  “20/25”  (20%  de  ERNC  al  año  2025),  se  proyecta  que  la  evolución  esperada  de  la  instalación  de  centrales  ERNC  podría  ser  como  indica  el  siguiente  cuadro:      

Cuadro  3.  Instalación  ERNC  actual  y  proyectada  a  mediano/largo  plazo  [MW]    

Tecnología   2014   2020   2025   2030  Mini-­‐hidro   240   440   870   1.080  Biomasa   290   340   370   400  Geotermia   0   80   360   640  Eólica   690   1.720   2.140   2.940  Solar  PV   230   1.110   2.760   3.360  Solar  CSP   0   100   200   500  Total   1.450   3.790   6.700   8.920  

   

En   este   ejercicio   se   observa   que   la   mayor   parte   de   la   expansión   de   ERNC   derivaría   de   la  instalación   de   centrales   eólicas   y   solares   PV,   debido   a   que   representan   el   mayor   potencial  realizable.  La  evolución  de  la  geotermia  se  ha  estimado  en  base  a  la  apreciación  de  personas  y  empresas  que  están  explorando  dicho  recurso  y  por  lo  tanto  estimamos  que  es  una  proyección  realista  para  este  tipo  de  tecnología.      

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La  energía  anual  correspondiente  a  las  potencias  en  ERNC  indicadas  son  12  TWh  en  2020  y  34  TWh   en   2030.   Consecuentemente,   entre   2020   y   2030,   suponiendo   que   se   han   resuelto   las  dificultades  que  han  puesto  en  jaque  la  materialización  de  muchos  proyectos10,  el  aporte  anual  neto  de  las  ERNC  podría  incrementarse  en  unos  22  TWh,  equivalente  a  un  43%  del  crecimiento  de  la  demanda  en  ese  período.  Este  aporte  sólo  contiene  una  pequeña  proporción  que  puede  calificarse  como  energía  de  base.    Las  limitaciones  técnicas  que  determinan  que  el  aporte  de  estas  energías  no  pueda  ser  superior  en  el  período  2020-­‐2030  podrían  superarse  en  caso  que  se  desarrollen  de  manera  competitiva  tecnologías   como   la   solar   de   concentración   (con   acumulación),   o   bien   una  mayor   capacidad  hidroeléctrica  de  embalse  en  el  sistema  que  permita  absorber  la  variabilidad  y  la  intermitencia  de   las   ERNC   de  mayor   potencial   en   Chile.   Asimismo,   las   limitaciones   técnicas   en   general   no  aplican  a  ciertos  tipos  de  ERNC  como  las  mini-­‐hidro,  biomasa  y  geotérmicas,  todas  las  cuales,  sin  embargo,  muestran  un  potencial  de  desarrollo  limitado  en  relación  a  las  eólicas  y  solar  PV.    2.2.2 Contribución  de  la  Hidroelectricidad  

Descontado   el   aporte   potencial   de   las   ERNC,   la  mayor   parte   del   crecimiento   de   la   demanda  entre   los   años   2020   y   2030   (el   57%)   deberá   ser   satisfecho   con   generación   de   origen  hidro   o  termoeléctrico.   En   esta   sección   se   analiza   la   contribución   que   pueden   hacer   las   centrales  hidroeléctricas   de  mediano   y   gran   tamaño,   distinguiendo   los   proyectos   fuera   y   dentro   de   la  Región  de  Aysén.  Cabe  señalar  que   las  centrales  pequeñas  (bajo  20  MW)  están  comprendidas  en  el  concepto  ERNC,  de  acuerdo  a  la  definición  de  la  ley  N.  20.257.  

La  hidroelectricidad  de  mayor  tamaño  puede   jugar  un  papel  muy   importante  en  satisfacer   los  requerimientos  de  energía  de  la  próxima  década.  Se  trata  de  un  recurso  nativo,  relativamente  abundante,  de  carácter  renovable,  con  bajas  o  nulas  emisiones  de  GEI  costos  competitivos  y,  en  el  caso  de  las  centrales  con  embalse,  capaz  de  compensar  la  variabilidad  que  tienen  asociadas  las  tecnologías  ERNC  de  mayor  potencial  en  Chile.  Como  contrapartida,  y  al  igual  que  todas  las  fuentes   energéticas,   tiene   impactos   ambientales   que   hay   que   minimizar   y   mitigar,  adecuadamente.  

Considerando   los   extensos   plazos   que   toma   el   estudio   y   concreción   de   grandes   proyectos  hidroeléctricos11,   se   estima   que,   entre   2020   y   2030   en   la   zona   centro-­‐sur   del   SIC,   podrían  desarrollarse  entre  1.000  y  1.500  MW  hidroeléctricos  de  más  de  20  MW  de  potencia,   los  que  aportarían  entre  5  TWh  a  9  TWh  al  año.  Para  los  fines  del  presente  estudio,  se  considera  que  el  

                                                                                                                         10     Como se vió en la primera sección del estudio, algunos proyectos hidroeléctricos de pasada, de

biomasa, de geotermia y eólicos (proyectos geotérmico de ENEL y ENAP cerca del Tatio, de biomasa Tagua Tagua, eólico Chiloe e hidroeléctrico Puyehue, entre otros) también han enfrentado oposición y dificultades para concretarse.

 11     Cabe recordar que centrales como Pehuenche, Pangue y Ralco iniciaron sus estudios entre 10 y 20

años antes que se tomara su decisión de construcción. Proyectos como Neltume o Puelo iniciaron sus estudios hace más de 30 años.

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aporte  de  estas  centrales,  en  la  hipótesis  de  desarrollo  de  las  centrales  de  Aysén,  llegaría  a  unos  5  TWh.  De  no  concretarse  las  centrales  de  la  región  de  Aysén,  el  aporte  podría  ser  mayor.    El   aprovechamiento   del   potencial   hidroeléctrico   del   sur   del   país   representa   ventajas   muy  significativas   para   el   desarrollo   eléctrico   nacional.   Tanto   es   así,   que   el   informe   de   la   CADE  dedicó  una  sección  especial  a  analizar  el  desarrollo  del  potencial  de  la  hidroelectricidad  de  gran  escala  situado  en  la  Región  de  los  Lagos  (X)  y  la  Región  de  Aysén  (XI),  indicando  que:    

“La  Comisión  considera  que,  por  su  magnitud,   la  generación  de  hidroelectricidad  en  las  regiones   indicadas   es   una   fuente   de   energía   potencial   muy   relevante   para   la   matriz  eléctrica  futura.  En  particular  la  localizada  en  la  Región  de  Aysén  presenta  importantes  ventajas:   baja   correlación   con   la   variabilidad   hidrológica   de   la   zona   centro   del   SIC,  confiabilidad  y  regularidad  de  la  producción,  baja  emisión  de  GEI  y  ventajas  estratégicas  asociadas   a   la   reducción   de   la   dependencia   de   combustibles   importados.   Asimismo,  estudios   recientes   indican   que   para   esta   región   los   impactos   negativos   del   cambio  climático   serían   relativamente   menores   que   para   sistemas   localizados   en   la   región  centro   sur.   Por   otra   parte,   las   simulaciones   que   se   hicieron   indican   que   el  aprovechamiento   de   estos   recursos   podría   permitir   tener   la   seguridad   de   disponer  energía  a  partir  de  la  década  del  2020  a  costos  inferiores  y  más  estables  de  los  previstos  sin  este  tipo  de  energía  (.)  Por  todos  estos  atributos,  la  Comisión  estima  que  el  país  debe  contemplar  el  aprovechamiento  del  recurso  hídrico  que  dispone  en  la  zona  sur  del  país.”  

 En   este   análisis   sólo   se   consideran   los   dos   proyectos   más   relevantes   y   con   mayor   nivel   de  avance  en  la  Región  de  Aysén12  que  podrían  alcanzar  a  ser  desarrollados  entre  los  años  2023  y  2030.   Estos   proyectos   -­‐   Energía   Austral   de   950  MW  e  Hidroaysén   2.750  MW   -­‐   aportarían   23  TWh  netos  anuales  hacia  fines  de   la  década,   los  que  sumados  a   los  5  TWh  en  proyectos  de   la  zona  centro-­‐sur  del  SIC,  resultarían  en  un  aporte  total  de  28    TWh  netos  anuales13.      2.2.3  Contribución  de  la  energía  termoeléctrica    

El   balance   realizado   anteriormente   muestra   que   hacia   fines   de   la   década   2020   al   2030   la  demanda  de  energía  habrá  crecido  en  51  TWh  respecto  al  2020.  Las  ERNC  podrían  aportar  unos  22  TWh,  las  centrales  hidroeléctricas  en  el  centro-­‐sur  del  SIC  aportarían  5  TWh,  mientras  que  las  de  Aysén  podrían  aportar  23  TWh  adicionales.  El  saldo  restante  que  requiere  ser  cubierto  por  

                                                                                                                         12 En el informe CADE se señaló que el potencial hidroeléctrico aprovechable en la región de Aysen

asciende a mas de 6.000 MW. 13 Hay ejemplos de proyectos en la zona centro-sur del SIC, como Achibueno y Neltume, y en la

Región de Aysen, como Central Cuervo e Hidroaysen, que no han podido iniciar su construcción por las trabas que han debido enfrentar. Para que efectivamente sea posible contar con este aporte hidroeléctrico. oportunamente, es condición necesaria hacer frente exitosamente a las causas que están generando las trabas al desarrollo de los proyectos energéticos.

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centrales   termoeléctricas   sería   pequeño,   en   torno   a   1   TWh.   Esta   situación   se   ilustra   en   el  siguiente  cuadro.    

Cuadro  4:  Aumento  de  generación  en  2020/2030  –  con  Aysén    

Fuente   TWh/año  ERNC   22  Hidroeléctricas  Centro  Sur   5  Hidroeléctricas  de  Aysén   23  Termoeléctricas   1  Total   51  

                Fuente:  elaboración  propia      

Dicho   saldo   podría   ser   abastecido,   por   ejemplo,   por   una   mayor   generación   en   centrales  existentes  que  utilizan  GNL,   sobre   la  base  de   convertir   los   ciclos   abiertos  existentes  en   ciclos  combinados   o   capacidad   adicional   termoeléctrica   a   carbón   o   GNL.   Por   lo   tanto,   en   este  escenario  no  se  prevé   inversiones  mayores  en  centrales   termoeléctricas,  más  allá  de  aquellas  que  se  requieren  para  garantizar  la  seguridad  de  operación  del  sistema  y  de  las  necesarias  para  reponer  la  capacidad  de  generación  que  concluye  su  vida  útil14.        2.3  Escenario  Alternativo        Como  se  señaló  al  inicio  de  esta  sección,  la  composición  de  la  matriz  eléctrica  proyectada  para  la   década   siguiente   supone   que   se   pueden   llevar   a   cabo   los   proyectos   que   resultan   más  convenientes   para   el   país   desde   el   punto   de   vista   económico   y   técnico   (“Escenario   de  Referencia”),  en  la  medida  que  cumplan  con  todas  las  regulaciones  ambientales  y  se  alcance  la  meta  legal  de  las  ERNC.  Desafortunadamente,  como  se  desprende  de  la  evidencia  entregada  en  el   primer   informe   sobre   todas   las   dificultades   que   enfrentan   los   proyectos   de   generación,   a  menos   que   se   tomen   medidas   para   cambiar   la   realidad   actual,   el   escenario   de   referencia   y  también  el  escenario  alternativo  que  aquí  se  presenta  tienen  baja  viabilidad.  Salvo   las  granjas  fotovoltaicas,   todas   las   otras   tecnologías   han   enfrentado   dificultades   que   han   retrasado   o  impedido   el   inicio   de   construcción   de   los   proyectos.   De  mantenerse   el   status   quo   político   y  social  contrario  al  desarrollo  eléctrico,  es  anticipable  que  muchos  de  los  proyectos  considerados  en  este  análisis  no  puedan  llevarse  a  cabo.      

                                                                                                                         14     Las centrales termicas cuya vida útil concluya representan una oportunidad interesante de introducir

tecnologías supercríticas con las cuales sería posible aumentar aportes de energía y reducir consumos de combustibles, mitigando los impactos ambientales actuales.

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Los  supuestos  del  escenario  alternativo  al  de  Referencia  que  se  presenta  en  esta  sección  son  los  siguientes:      

1. Los   proyectos   ERNC   pueden   llevarse   a   cabo.   En   aquellos   casos   en   los   que   algunos  proyectos   específicos   se   vean   obstaculizados,   el   potencial   es   suficientemente   grande  como   para   que   sean   reemplazados   por   otras   alternativas   que   enfrenten   menores  conflictos;  

2. Las   centrales   hidroeléctricas   de   centro   sur   del   SIC   enfrentarán   dificultades   que  retrasarán  su  entrada  en  operación  pero  podrán  llevarse  a  cabo;  

3. Las   centrales   termoeléctricas   a   Gas   Natural   situadas   el   SING   podrán   seguir  desarrollándose  como  está  ocurriendo  actualmente  con  la  central  Kelar  de  BHP  Billiton;  

4. Las  centrales  hidroeléctricas  de   la   región  de  Aysén  no  podrán   iniciar  su  construcción  a  tiempo  para  aportar  durante  la  década  del  2020-­‐30;  

5. Aun   considerando   las   dificultades   que   ha   enfrentado   el   único   proyecto   en   base   a   gas  natural  que  se  ha  presentado  a  evaluación  el  SIC  en  el  último  tiempo15,  y  a  pesar  de  la  suerte   que   han   corrido   proyectos   en   base   a   carbón   como   Castilla,   Punta   Alcalde,  Farellones  y  Barrancones,  entre  otras,  se  asume  que   la  superación  de   las  trabas  socio-­‐ambientales   que   están   impidiendo   la   instalación   de   generación   de   base   permite   que  estas  tecnologías  vuelvan  a  desarrollarse,  en  una  proporción  gas-­‐carbón  indeterminada.    

6. Los  cierres  de  los  ciclos  abiertos  existentes  se  llevan  a  cabo.  7. La  nucleolectricidad  de  potencia  no  podrá  concretarse  en  el  período  bajo  análisis.  8. Seguirá  siendo  posible  instalar  motores  y  turbinas  que  operen  con  diésel  o  fuel  oil.  

En  este  escenario,  los  23  TWh  que  se  perderían  al  no  entrar  en  este  período  los  proyectos  de  la  región   de   Aysén   difícilmente   podrían   ser   compensados   parcialmente   por   mayor   generación  ERNC,  considerando  que  los  proyectos  de  Aysén  aportan  un  promedio  del  orden  de  1.000  MW  de   capacidad   de   regulación   diaria,   complemento   ideal   para   absorber   las   variaciones   de   la  generación  de  ERNC  de  carácter  variable  o  intermitente.  Dicho  de  otra  manera,  las  restricciones  técnicas   que   impiden   una   mayor   penetración   de   dichas   tecnologías   en   el   escenario   con   la  generación   de   Aysén   a   lo   menos   se   mantienen   en   ausencia   de   ésta   (en   la   práctica   estas  restricciones  podrían  aumentar  en  alguna  medida).  Por  otro  lado,  estimamos  que  la  generación  hidroeléctrica  en   la  zona  centro  sur  podría  aumentar  en  4  TWh,  para  completar  9  TWh.  Sería  necesario  entonces  cubrir  con  generación  termoeléctrica  en  base  a  carbón  o  a  gas  natural  un  déficit  del  orden  de  20  TWh,  lo  que  corresponde  a  la  producción  en  base  de  unos  2.700  MW.                                                                                                                              15 Proyecto Octopus.

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Cuadro 5. Aumento de generación 2020/2030 – sin Aysén

Fuente TWh/año ERNC 22 Hidroeléctricas Centro Sur

9

Hidroeléctricas de Aysén

0

Termoeléctricas 20 Total 51

Fuente: elaboración propia

Los  mayores  requerimientos  de  generación  termoeléctrica  de  base  podrían  ser  abastecidos  por  centrales   a   carbón   o   a   gas   natural,   habiéndose   descartado   en   este   ejercicio   la   presencia   de  núcleo-­‐electricidad  en  el  período.  El  carbón  tiene  la  ventaja  de  ser  un  combustible  ampliamente  disponible   en   el  mundo   (incluyendo   en  Magallanes),   con   un  mercado  maduro   y   competitivo.  Ello,   sumado   al   hecho   de   ser   la   fuente   de   generación   de   menor   costo,   explica   por   qué   las  plantas   a   carbón   siguen   constituyendo   la   principal   forma   de   expansión   de   la  matriz   eléctrica  mundial.  El  gas  natural   tiene   relativamente  menores   impactos  ambientales   (menos  emisiones  locales  y  GEI)  pero  un  mercado  menos  profundo  y  un  precio  que  actualmente  implica  mayores  costos   de   generación   e   incertidumbre.16   Tras   el   desastre   de   Fukushima,   las   inversiones   en  centrales  nucleoeléctricas  en  varios  países  se  han  frenado,  pero  no  así  el  desarrollo  tecnológico,  así  que  no  deben  descartarse  en  un  horizonte  de   largo  plazo,  que  en  este  caso   llega  al  2030;  tienen  la  ventaja  de  no  emitir  GEI,  a  lo  cual  se  contrapone  la  incerteza  respecto  del  costo  que  implicaría  su  desarrollo  en  Chile,   la   inexistencia  de  un  marco  regulatorio  y  una  predisposición  negativa  de  la  población.    Ya  sea  que  se  desarrollen  o  no  los  proyectos  hidroeléctricos  de  Aysén,  es  fundamental  para  la  competitividad  del  sector  eléctrico  y  de   la  economía  chilena  como  un  todo  que  se  viabilice   la  realización   nuevos   proyectos   termoeléctricos   de   base,   en   particular   aquellos   que   utilizan  carbón.  El  precio  de  largo  plazo  de  la  electricidad  en  Chile  está  dado  esencialmente  por  el  costo  de  generación  de  energía  de  base  en  nuevos  proyectos  (“costo  de  desarrollo”)  y  con  una  fuente  abundante   y   de   menor   costo   en   los   mercados   internacionales   como   el   carbón.   La  hidroelectricidad  y  las  ERNC  actúan  como  “seguidores    de  precio”.  Restricciones  al  desarrollo  de  nuevos   proyectos   termoeléctricos,   en   particular   el   carbón,   implicarán   un   mayor   precio,   una  pérdida   de   competitividad   de   la   economía   chilena   y   un   mayor   riesgo   de   abastecimiento  externo.  

                                                                                                                         16 La firma de contratos de largo plazo de abastecimiento de largo plazo de GNL permite atenuar la

incertidumbre respecto de los proveedores, pero no necesariamente del precio, el cual seguirá vinculado al precio de los combustibles en el mercado internacional. Otra posibilidad es el abastecimiento de gas natural por gasoductos desde los países vecinos, en cuyo caso hay que incorporar en el análisis el riesgo político.

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 Por   otra   parte   se   debe   recordar   que   nuestro   país   asumió   un   compromiso   voluntario   de  disminuir   en   un   20%   la   emisión   anual   de   CO2   proyectada   para   2020   en   relación   a   una  trayectoria  “business  as  usual”  a  partir  del  2007.  La  forma  de  cumplir  este  compromiso  no  está  plenamente  definida,  pero  deberá  explicitarse  en  los  próximos  años.  Aunque  el  sector  eléctrico  representa   una   proporción   menor   de   las   emisiones   de   CO2,17   es   posible   que   se   pretenda  adoptar  medidas   para   limitar   las   emisiones   en   el   sector,   por   ejemplo  mediante   impuestos   o  permisos  transables  (“cap  &  trade”).      Al  respecto  se  debe  tener  en    cuenta  que  la  iniciativa  20/25  ya  constituye  un  cargo  indirecto  a  las   fuentes   termoeléctricas   y   que   restricciones   adicionales   pueden   aumentar   los   precios   ya  elevados  de   las  electricidad.  Por  otra  parte,  dado  que,   según  se  ha  visto,  existen   limitaciones  técnicas  a  la  penetración  de  las  ERNC,  la  manera  más  efectiva  de  limitar  las  emisiones  de  CO2  en  la  década  2020-­‐2030  será  el  desarrollo  de  los  proyectos  hidroeléctricos  en  Aysén  y/o  el  impulso  de  la  opción  nucleoeléctrica.18     2.4 Conclusiones

El  análisis  realizado  en  este  capítulo  indica  que  en  la  década  2020-­‐2030  la  demanda  del  sistema  eléctrico   chileno,   incluyendo   el   SIC   y   el   SING,   crecerá   en   forma   significativa,   aun   cuando   se  consideren  avances  en   la  eficiencia  energética.  Si  bien   la   tasa  de  crecimiento  anual  promedio  (4,1%)  del  consumo  será  inferior  a  la  tasa  histórica,  hacia  2030  la  generación  neta  anual  deberá  haberse  incrementado  en  51  TWh,  esto  es  en  un  50%,  en  relación  a  2020,  un  monto  algo  menor  aunque  del  orden  de  la  generación  total  de  Chile  en  la  actualidad.    Dados   la   iniciativa   legal  que  busca  que   las  ERNC  alcancen  un  20%  de   la  matriz  de  generación  hacia   el   2025,   los   elevados   precios   que   tiene   la   electricidad   en   Chile   y   la   disminución   en   los  costos  de  las  nuevas  tecnologías,  es  esperable  que  las  ERNC  cubran  una  proporción  significativa  del  crecimiento  del  consumo  que  se  producirá  entre  2020  y  2030.  De  acuerdo  a  nuestro  análisis,  el  aporte  de  las  ERNC  podría  alcanzar  en  el  límite  unos  22  TWh,  equivalente  a  un  43%  de  dicho  crecimiento.   Esfuerzos   por   incrementar   aún   más   dicho   aporte   podrían   implicar   importantes  costos  económicos  al  sistema  y  a  la  competitividad  de  la  industria,  salvo  que  sea  posible  contar  con   centrales   hidroeléctricas   de   embalse   y   unidades   termoeléctricas   idóneas   que   permitan  compensar  la  variabilidad  de  las  plantas  eólicas  y  solar  fotovoltaica.    Consistente   con   lo   anterior,   es   importante   tener   consciencia   que,   en   cualquier   escenario,   la  mayor  parte  del  consumo  eléctrico  adicional  deberá  ser  abastecida  por  centrales  de  base,  sean  hidroeléctricas  o  termoeléctricas.                                                                                                                                17  Transportes  es  el  sector  que  más  aporta  a  las  emisiones  de  GEI.  18   El   Estudio   de   la   CADE   estimó   que   la   no   realización   de   los   proyectos   hidroeléctricos   implica   aumentar   las  emisiones  de  C02  del  sector  eléctrico  entre  30%  y  40%,  según  el  escenario  considerado.    Ver  Informe  CADE,  2011,  Capítulo  3,  Escenarios  para  la  Matriz  Eléctrica  Futura.    

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El   desarrollo   hidroeléctrico,   incluyendo   las   centrales   de   Aysén,   tiene   importantes   beneficios,  pues  constituye  una   fuente  doméstica  y   limpia  de  energía,   relativamente  abundante,  de  bajo  costo,   bajas   o   nulas   emisiones   de   GEI   y   permite   además   compensar   las   intermitencias   y   la  variabilidad   de   la   generación   en   base   a   ERNC.   Si   se   realizan   los   proyectos   de   Hidroaysén   y  Energía   Austral,   hacia   fines   de   la   década   dichos   proyectos   aportarán   unos   23   TWh   al   año,  monto  similar  al  aporte  de  las  ERNC.  A  esa  energía  se  podrán  sumar  unos  5  TWh  provenientes  de   centrales   hidroeléctricas   en   la   zona   centro-­‐sur   del   país.   En   este   caso   se   requiere   un  crecimiento  marginal  en  el  aporte  de  energía  termoeléctrica,  el  que  ha  sido  estimado  en  1  TWh.    El  escenario  puede  ser  muy  distinto  si  no  se  realizan  los  proyectos  hidroeléctricos  en  Aysén,  en  función   de   qué   energía   de   base   sea   la   que   los   reemplace   (ver   gráfico   más   abajo).   En   tal  escenario,  difícilmente  se  podría  reemplazar  parcialmente  esa  falta  con  un  mayor  aporte  de  las  ERNC,   por   las   razones   técnicas   analizadas.   Estimamos   que   sí   sería   posible   incrementar   la  contribución  de  la  hidroelectricidad  proveniente  de  centro-­‐sur,  desde  5  a  9  TWh.  Aun  así  sería  necesario   cubrir   del   orden   de   20   TWh   (correspondiente   a   cerca   de   2.700  MW)   con   plantas  termoeléctricas.   Dicha   energía   podría   provenir   de   centrales   alimentadas   con   carbón   o   gas  natural  o  eventualmente  de  unidades  nucleoeléctricas.      Qué   tipo   de   fuente   termoeléctrica   se   utilice   tiene   distintas   implicancias   económicas   y  ambientales.  El  carbón  tiene  un  costo  relativamente  menor  y  un  mercado  confiable,  incluyendo  suministros   potenciales   desde  Magallanes.   El   gas   natural   tiene   algunas   ventajas   ambientales,  pero  es  más  caro  y  su  abastecimiento  es  más  complejo  e  impredecible.  La  nucleoelectricidad  no  emite  GEI,  pero  enfrenta  dificultades  regulatorias,   incertidumbre  en  costos  y  mala  percepción  pública.  Las  perspectivas  de  desarrollo  de  la  nucleoelectricidad  podrían  cambiar  a  futuro  en  la  medida   que   la   tecnología   evolucione   a   estándares   que   sean   percibidos   más   seguros   por   la  población  y  que  sus  costos  resulten  competitivos  en  el  caso  de  Chile.    Ya  sea  que  se  desarrollen  o  no  los  proyectos  hidroeléctricos  de  Aysén,  es  fundamental  para  la  competitividad  del  sector  eléctrico  y  de   la  economía  chilena  como  un  todo  que  se  viabilice   la  realización   nuevos   proyectos   termoeléctricos   de   base,   en   particular   aquellos   que   utilizan  carbón.   Dicha   posibilidad   permite   disciplinar   el   mercado,   manteniendo   precios   competitivos  para  los  consumidores  industriales  y  residenciales.    También   es   conveniente   desarrollar   los   estudios,   el   marco   regulatorio   y   la   institucionalidad  requeridos  para   impulsar   la   nucleoelectricidad  en   caso  que  el   país   así   lo   decida   en  el   futuro,  pues   dichas   tareas   toman   mucho   tiempo.   Por   ahora,   sin   embargo,   hay   otras   opciones  tecnológicas  más  atractivas.      Los  escenarios  planteados  en  esta  sección  sólo  serán  posibles  en  la  medida  que  se  adopten  las  políticas   públicas   destinadas   a   hacer   frente   a   las   causas   de   fondo   que   están   generando   el  estancamiento   observado   en   las   inversiones   en   infraestructura   energética,   sobre   todo   en   la  generación   de   base.   De   lo   contrario,   se   producirá   un   déficit   creciente   que,   al   igual   que   en  coyunturas   del   pasado   reciente,   eventualmente   será   abordado  mediante   soluciones   de   corto  plazo   como   la   instalación   de   equipos   a   diésel   y   fuel   oil,   con   las   negativas   consecuencias   en  

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términos   de   costos   y   contaminación.   Dado   el   tiempo   que,   en   condiciones   normales,   toma  diseñar,  tramitar  y  concretar  los  proyectos  de  generación  eléctrica,  se  plantea  impulsar  lo  antes  posible     las   propuestas   que   se   presentan   en   los   próximos   capítulos.   Sólo   así   será   posible  asegurar   que   a   partir   de   2020   entren   en   servicio   las   centrales   de   base   –   hidroeléctricas   y  termoeléctricas  -­‐  y  de  ERNC  que  el  país  requerirá  para  satisfacer  la  demanda.      En   términos   económicos   estilizados,   los   escenarios   en   juego   pueden   sintetizarse   en   la   figura  siguiente:        Figura  1.  Escenarios  energéticos  alternativos  -­‐  crecimiento  oferta  2020-­‐203019  

Costos  marginales  de  largo  plazo  [USD/MWh]    

   

 Dentro   del   rango   ilustrado,   el   escenario   de   precios   en   que   se   sitúe   Chile   en   el   largo   plazo  dependerá  de   la  decisión,   liderazgo  y  efectividad   con  que   se  aborden  y   solucionen   las   trabas  existentes,   tarea   para   la   cual   este   documento   propone   ciertas   políticas   y   caminos   de   acción.  Como  se  aprecia  en  el  gráfico,  de  no  adoptarse  las  políticas  públicas  destinadas  a  hacer  frente  a  las  causas  de  fondo  que  están  generando  el  estancamiento  en  las  inversiones  en  infraestructura  energética  de  base,  podría   llegarse  a  un  escenario  extremo  de  desarrollo  en  base  a  ERNC  con  unidades  diesel  con  precios  del  orden  de  los  200  USD/MWh.  Este  es  un  escenario  catastrófico  que  probablemente  derivaría  en  una  caída  pronunciada  en  la  expansión  de  la  demanda  (debido  

                                                                                                                         19     Se  asume  que  durante  los  5  a  10  años  que  toma  la  entrada  en  servicio  de  las  centrales  de  Aysén,  los  precios  

se  deprimen  levemente.  Esto  porque  el  ritmo  de  entrada  se  ve  presionado  por  el  alto  costo  fijo  que  implican  las   líneas   de   transmisión.   Uno   o   dos   años   después   de   la   puesta   en   servicio   de   todas   ellas,   los   precios  debieran   converger   al   costo   medio   de   la   tecnología   de   desarrollo.   Si   ésta   fuera   el   carbón,   los   precios  convergerían  en  un  rango  de  USD  70  a  USD  90  por  MWh.  Por  lo  tanto,  los  valores  ilustrados  en  el  escenario  Aysén-­‐ERNC   corresponden   a   un   promedio   de   largo   plazo   que   incluyen   el   período   inicial   de   precios  ligeramente  deprimidos.  

0

50

100

150

200

250

Aysén-­‐ERNC Carbón-­‐ERNC Gas-­‐ERNC Diesel-­‐ERNC

65  a  85 70  a  90

110  a  130

180  a  220Escenarios  con  energías  de  baseHidroelectricidad  Región  Aysén  y  otras,  carbón  o  gas  natural

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al   efecto   agregado  elasticidad-­‐precio)   y  menores   tasas  de   crecimiento   y   competitividad  de   la  economía.   Cabe   destacar   que   por   la   dinámica   de   los   mercados,   los   precios   de   contratos  tenderán  a  converger  a  los  costos  marginales  indicados  en  el  gráfico  anterior.    En  promedio  se  requerirán   incorporar  5  TWh  adicionales  al  año  en   la  década  2020-­‐2030,  sólo  para   abastecer   el  mayor   consumo   proyectado.   Dicho  monto   es   un   requisito  mínimo,   porque  Chile   requiere   avanzar   hacia   un   sistema   eléctrico   con   mayores   holguras   en   la   capacidad  disponible,  no  sólo  para   tener  mayor  seguridad  en  el  abastecimiento,   sino   también  un  mayor  nivel   de   competencia.   Los   mercados   competitivos   se   caracterizan   porque   la   capacidad  disponible  excede  a  la  demanda.    Teniendo  en  cuenta  todo  lo  anterior,  se    estima  que  en  promedio  se  requerirá  aportar  al  menos  5  TWh  al  año  en  la  década  2020-­‐2030,  de  los  cuales  en  promedio  2  TWh  (40%)  deberán  provenir  de   las   ERNC,   y   3   TWh   (60%)   de   hidroelectricidad   y/o   de   termoelectricidad   carbón-­‐gas.     En  términos  de  potencia  esto  equivale   referencialmente  a  1.200  MW  al  año,  distribuidos  en  600  MW  de  ERNC,  y  el  saldo  en  hidroelectricidad  y/o  de  energía  termoeléctrica.20          

                                                                                                                         20     Se considera factores de planta (aproximados) de 0,5 para las hidroeléctricas, 0,35 para las ERNC

y 0,8 para las termoeléctricas, incrementándose en un 50% las inversiones en esta última tecnología, para disponer de mayor seguridad y capacidad de reserva.  

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 3.    Participación  Ciudadana  Informada  y  Accountability    

         Como   se   señaló   en   el   Primer   Informe,   la   ciudadanía   está   más   empoderada,   participativa   y  preocupada   del   cuidado   del   medioambiente,   así   como   de   los   impactos   sociales   asociados   al  desarrollo  eléctrico.  En  un  contexto  de  creciente  pérdida  de  confianza  en   la   institucionalidad,  malestar  por   la   falta  de  espacios  de  participación  ciudadana  y  desinformación  sobre  materias  energéticas  y  ambientales,   la  ciudadanía  se  organiza  y  moviliza  para  oponerse  a   los  proyectos  que  considera  tienen  impactos  ambientales  negativos.  En  muchas  ocasiones,  grupos  de  interés  de   distintos   tipos   y   orientaciones,   a   veces   sustentados   en   millonarias   campañas  comunicacionales,  predisponen  a  la  opinión  pública  en  determinadas  direcciones.    Los   conflictos   se   han   potenciado   por   una   percepción   de   debilitamiento   institucional.   Esa  percepción  surge  de  acciones  de  la  autoridad  política  y/o  de  los  tribunales  que  se  contradicen  o  que   interfieren   con  decisiones   administrativas   y   permisos   otorgados.   La   falta   de  mecanismos  que   incentiven  una  acción   responsable   (accountability)   y   la   desinformación   ciudadana   lleva   a  que   las   autoridades   políticas,   tanto   a   nivel   local   como   nacional,   y   en   el   Ejecutivo   y   el  Parlamento,   no   estén   dispuestas   a   asumir   costos   políticos   hoy   para   que   se   materialicen  inversiones  cuyos  beneficios  se  percibirán  en  el  futuro,  después  de  sus  respectivos  períodos  de  desempeño.   Asimismo,   esto   se   ha   visto   exacerbado   por   un   déficit   de   liderazgo   político   para  plantear  a  la  ciudadanía  cuáles  son  las  opciones  energéticas  disponibles  y  luego  conducir  al  país  en  esta  materia.      En   el   contexto   descrito   es   de   vital   importancia   que   la   opinión   pública   pueda   contar   con  información   veraz   y   objetiva   en  materia   energética   la   que  muchas   veces   resulta   sesgada   en  función  de  lo  sustentado  por  determinados  grupos  de  interés.  En  particular,  es  conveniente  que  la   ciudadanía   reciba   información   suficiente   y   equilibrada   en   relación   a   beneficios   y   costos  (trade-­‐offs)   de   las   diversas   opciones   energéticas,   incluyendo   la   seguridad   de   suministro,   los  costos   económicos   y   los   impactos   ambientales.   Una   visión   equilibrada   en   esta   materia   es  esencial   y   atañe   no   sólo   al   ciudadano   común   sino   muy   particularmente   a   las   autoridades  gubernamentales,  como  asimismo  al  Poder  Judicial,  el  que  con  sus  fallos,  quiéralo  o  no,  influye  en  el  desarrollo  del  sector  energético.21    Los   altos   costos   de   la   energía   que   estamos   observando   (en   estos   años   exacerbados   por   la  sequía  en  el  SIC),  aun  cuando  todavía  no  afectan  en  toda  su  magnitud   las  cuentas  de   luz  que  pagan   los   hogares   chilenos,   ya   está   teniendo   consecuencias   en   la   competitividad  de   diversas  industrias.   El   reciente   cierre   de   una   planta   papelera   en   el   sur   de   Chile   y   la   postergación                                                                                                                            

21    Los  fallos  más  recientes  conocidos  –  Castilla  y  Punta  Alcalde,  por  nombrar  dos  -­‐  han  tendido  a  poner  el  acento  en  cuestiones  medioambientales   (no   obstante   existir   RCA   favorables   a   los   proyectos)   o   el   interés   de   determinadas  comunidades  o  actores  locales  en  detrimento  del  costo  y  de  la  seguridad  global  de  suministro  del  sistema.  Esta  es  una   de   las   principales   razones   por   las   que   la   oferta   se   prevé   tan   estrecha   en   los   próximos   años   y   los   costos  proyectados  de  la  energía  tan  altos.  

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temporal   o   indefinida   de   proyectos   mineros   dan   cuenta   de   esta   realidad   que   empieza   a  emerger  y  que,  más  temprano  que  tarde,  tendrá  un  impacto  en  el  empleo  y  los  niveles  de  vida  de  la  población.      Una  opinión  pública   informada  es   la  base  de  un  debate  serio  y  constructivo,  en  búsqueda  del  interés  común  de  la  sociedad.  No  es  necesario,  posible  ni  realista  pretender  un  consenso  global  a   nivel   político   y   social   sobre   estos   temas,   pues   siempre   existirán   visiones   e   intereses  divergentes.   Sin   embargo,   es   posible   lograr   visiones   ampliamente   compartidas   que   ayuden   a  establecer  las  bases  de  un  desarrollo  energético  adecuada  a  los  intereses  y  objetivos  de  nuestro  país,   evitando   que   éste   caiga   rehén   de   posiciones   ideológicas   extremas   o   de   intereses  particulares.    Del  cometido  de  educar  e  informar  responsablemente  a  la  opinión  pública  hay  actores  que  no  pueden   sustraerse.   Desde   luego,   el   principal   de   ellos   es   el   Gobierno,   quien   debe   proveer  información   oportuna,   completa,   equilibrada   y   veraz   sobre   la   situación   energética   nacional   y  sobre  sus  proyecciones  de  mediano  y  largo  plazo.  Un  elemento  esencial  para  cumplir  este  rol  es  asegurar   que   los   precios   percibidos   por   la   población   en   sus   cuentas   de   luz   reflejen  adecuadamente  la  realidad  de  costos.  Si  la  ciudadanía,  producto  de  intervenciones  regulatorias,  no  ve  que  la  detención  de  los  proyectos  no  tiene  un  impacto  directo  en  el  costo  de  la  energía,  será  muy  difícil  cambiar  el  escenario  actual.        Asimismo,   tal   como   algunos   grupos   de   interés   promueven   legítimamente   sus   visiones   en  términos   de   tecnologías   de   generación   o   de   manejo   del   medio   ambiente,   los   gremios   y  empresas   pueden   también   hacer   un   trabajo   serio   y   sistemático   en   orden   a   informar   y  sensibilizar   a   la   opinión   pública   y   los   líderes   de   opinión   en   relación   al   impacto   que   distintos  proyectos  y  escenarios  energéticos  tienen  para  el  país.  Para  ello,  pueden  contribuir  para  que  las  universidades   y   centros   de   investigación   independientes,   como   entes   autónomos   con   alta  credibilidad,  desarrollen  estudios  sobre  la  problemática  energética.    Además  de   contar   con  una  opinión  pública  más   informada,   es   necesario   también   avanzar   en  mejorar   los   espacios   institucionales  de  participación   ciudadana.   Con  ello   será  posible  que   los  valiosos  aportes  de  los  movimientos  sociales,  e  incluso  de  ciudadanos  individuales,  puedan  ser  incorporados   de  mejor  manera   en   la   discusión   y   en   el   diseño   de   tanto   las   políticas   públicas,  como  en  proyectos  energéticos  específicos.  Asimismo,  fortalecer  los  espacios  institucionales  de  participación  permitirá  reducir  los  cuestionamientos  sobre  la  legitimidad  del  sistema;  canalizar  de   manera   constructiva   la   preocupación   e   interés   ciudadano   por   involucrarse   más   en   los  asuntos  ambientales  y  energéticos;  y  atenuar  el  uso  de  otros  mecanismos  de  presión,  como  las  movilizaciones  y  los  diversos  recursos  administrativos  y  judiciales.    Si  bien  el  conjunto  de  medidas  propuestas  en  este  documento  deberían  contribuir  a  reducir  la  conflictividad   en   torno   al   desarrollo   del   sector   y   de   proyectos   específicos,   es   esperable   que  persistan  visiones  divergentes  y  algún  nivel  de  conflicto.  Para  mitigar   los   incentivos  perversos  que   pueden   enfrentar   las   autoridades   para   evitar   los   costos   políticos   de   corto   plazo   (que   se  

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habrán   reducido   pero   no   habrán   desaparecido   completamente)   es   necesario   aumentar   su  accountability,  es  decir,    la  responsabilidad  en  sus  acciones.      Consistente   con   estos   planteamientos,   estimamos   pertinente   formular   las   siguientes  propuestas:    

1. Que  se  ejecute  y  publique  un  informe  público  bianual  del  estado  y  las  proyecciones  de   la   situación   energética   nacional   (en   términos   de   oferta,   demanda,   precios,  seguridad  y  efectos  ambientales  locales  y  globales).  Este  informe  debiera  ser  licitado  internacionalmente   por   el   Ministerio   de   Energía   y   en   él   debieran   idealmente  participar   universidades   nacionales   en   asociación   con   centros   de   estudios   o  consultoras  internacionales  de  alto  prestigio.  Los  resultados  del  estudio  debieran  ser  divulgados   y   debatidos   a   nivel   nacional   (a   través   de   seminarios   en   Santiago   y   en  regiones   en   que   puedan   participar   organizaciones   de   la   sociedad   civil,   centros   de  investigación,   asociaciones   empresariales,   asociaciones   de   consumidores,  organizaciones  académicas,  etc.)  con  una  presentación  final  al  Congreso;    

2. Que   se   ejecute   y   publique   un   informe   público   bianual   de   la   competitividad   de   las  principales   industrias   de   la   economía   nacional   en   función   de   los   costos   actuales   y  proyectados  de  la  energía.  Al  igual  que  en  el  caso  anterior,  este  informe  debiera  ser  licitado  internacionalmente  por  el  Ministerio  de  Economía  o  el  Consejo  Nacional  de  Innovación   para   la   Competitividad   (CNIC)   y   en   él   podrían   participar   universidades  nacionales   en   asociación   con   centros   de   estudios   o   consultoras   internacionales   de  alto  prestigio.  Los  resultados  del  estudio  debieran  ser  divulgados  y  debatidos  a  nivel  nacional  a  través  de  diversos  foros  (seminarios,  cuentas  al  Congreso  Nacional,  entre  otros);   este   trabajo   debiera   tomar   como   insumo   lo   concluido   y   proyectado   en   el  informe  indicado  en  el  punto  anterior,  por  lo  que  debiera  contratarse  bianualmente  no  después  de  6  meses  de  concluido  aquel.  

 3. Que   el  Ministro   de   Energía   entregue   una   Cuenta   Anual   sobre   el   estado   del   sector  

eléctrico,  proyectos  de  generación  y   líneas  de  transmisión  puestas  en  servicio  en  el  último   año,   proyectos   aprobados   y   en   desarrollo,   precios   de   la   energía   actuales   y  proyectados   a   nivel   residencial   e   industrial,   balance   oferta/demanda   del   sector  eléctrico  proyectado  para   los  próximos  5  años  en   función  de   los  proyectos  ciertos,  leyes  y  reglamentos  promulgados  y  en  discusión,  etc.  En  esta  Cuenta,  el  Ministro  de  Energía   debiera   dar   cuenta   de   los   avances   anuales   en   el   cumplimiento   de   la  Estrategia  Nacional  de  Energía  y  de  los  riesgos  que  se  visualizan  en  el  mediano  plazo.  

 4. Por  otro  lado,  se  estima  pertinente  rescatar  una  idea  planteada  en  el   informe  de  la  

CADE   (noviembre   2011)   sobre   información   y   educación   de   la   opinión   pública   en  materias   energéticas   y   medioambientales.   La   propuesta   en   cuestión   titulada  “Sistema   permanente   de   información   pública   energético-­‐ambiental”   plantea   la  creación  de  una  plataforma  abierta,   interactiva  y  de  consulta  permanente  de  estos  temas  que  permita  al  público  ilustrarse  adecuadamente  y  así  construir  sus  opiniones  

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de   manera   informada.   Se   plantea   que   esta   plataforma   sea   creada   de   manera  conjunta  por  los  ministerios  de  energía  y  de  medioambiente.  Este  instrumento  debe  ser  parte  de  una  estrategia  de  educación  energética,  que  aparte  a  la  construcción  de  conocimiento  público  y  que  genere  espacios  de  debate  abierto  e  informado.      

5. Además  de  las  otras  propuestas  respecto  a  participación  ciudadana  que  se  efectúan  en   este   documento   en   las   secciones   de   aporte   local   y   ordenamiento   territorial,   es  preciso  perfeccionar   los  mecanismos  contemplados  en  el  Sistema  de  Evaluación  de  Impacto  Ambiental  en  línea  a  lo  propuesto  en  el  informe  CADE:  mejorando  la  forma  en  la  que  los  proyectos  son  presentados  u  explicados  a  la  comunidad;  ampliando  los  plazos  para  la  participación  ciudadana;  y  contemplando  espacios  de  participación  en  las   distintas   etapas,   considerando   que   los   proyectos   muchas   veces   sufren  modificaciones   significativas   en   sus   “addenda”.   Asimismo,   resultaría   conveniente  establecer  mecanismos  de  dialogo  con  la  comunidad  previamente  al   ingreso  formal  del   proyecto   al   SEA.   Con   ese   fin,   cabe   destacar   la   “Guía   para   la   Participación  Anticipada  de  la  Comunidad  en  Proyectos  que  se  Presentan  al  SEIA”,  publicada  este  año   por   el   Servicio   de   Evaluación   Ambiental   y   que   en   parte   aborda   lo   relativo   a  instancias  de  participación  previa  a  las  establecidas  en  el  SEIA.      

 6. Finalmente,   es   necesario   evitar   que   a   través   de   cambios   regulatorios   o   decisiones  

administrativas,   se   aísle   a   los   clientes   regulados   del   encarecimiento   de   la   energía  provocado  por  el  estancamiento  en  las  inversiones  o  por  una  eventual  introducción  forzosa   excesiva   de   ERNC   a   la   matriz   eléctrica.   Lo   anterior   sólo   se   justifica   para  proteger   a   las   familias,   socio-­‐económicamente,     más   vulnerables,   mejorando   el  sistema   actual   de   subsidios   eléctricos.   En   consecuencia,   hay   que   preservar   un  sistema   regulatorio   que   traspase   a   los   clientes   regulados   los   reales   costos   de   la  energía.      

         

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 4. Aportes  a  comunidades  locales          

   

4.1 Introducción  

En   el   primer   informe   de   este   estudio   se   señaló   que   una   de   las   causas   de   fondo   de   la  oposición   y   las   dificultades   que   enfrentan   los   proyectos   de   generación,   y   también   de  transmisión  eléctrica,  es  la  distribución  geográfica  inequitativa  de  los  beneficios  y  costos  de  esos  proyectos.  Mientras  los  impactos  ambientales  y  sociales  asociados  a  la  construcción  y  operación   de   las   centrales   y   líneas   afectan   casi   exclusivamente   a   los   habitantes   de   las  comunas   en   las   cuales   estas   se   sitúan,   los   beneficios   son  mayoritariamente   percibidos   a  nivel  nacional  o  por  el  sistema  interconectado  que  incorpora  las  nuevas  obras.    En  efecto,  los  proyectos  de  generación  eléctrica,  con  sus  respectivas  líneas  de  inyección,  así  como   las   líneas   de   transmisión   troncal,   generan   diversos   beneficios   al   país.   El   principal  beneficio  es   la  mayor  disponibilidad  de  electricidad  en   los  distintos  puntos  del   sistema,   lo  cual  mejora  el  abastecimiento  y  disminuye  el  costo  para  la  población  en  la  totalidad  de  las  comunas   interconectadas,   incluyendo   aquellas   dónde   los   proyectos   se   localizan.   Los  proyectos   también   generan   empleo,   pero   este   beneficio   solo   es   significativo   durante   la  etapa   de   construcción.   Una   vez   concluida   la   obra,   la   operación   de   las   centrales   (y   de   las  líneas   de   transmisión)   es   realizada   esencialmente   por  medio   de   sistemas   automáticos   de  control  que  demandan  muy  poco  empleo.  Por  último,  las  centrales  también  contribuyen  al  fisco,  mediante  las  patentes  municipales  y  los  impuestos  a  la  renta  o  al  valor  agregado.  Sin  embargo,   dada   la   estructura   de   la   legislación   tributaria   chilena,   estos   recursos   son  percibidos   por   el   gobierno   central   o   por   las   comunas   de   Santiago,   donde   se   encuentran  constituidas  las  matrices  de  las  empresas  generadoras  o  transmisoras.    

 Salvo   por   las   emisiones   de   gases   efecto   invernadero   -­‐que   tienen   un   impacto   global-­‐   la  mayoría   de   las   externalidades   de   los   proyectos   eléctricos   se   producen   a   nivel   local.   En  primer   lugar   están   los   impactos   ambientales.   Los   proyectos   energéticos   afectan   el  medioambiente  local,  razón  por  la  cual  la  normativa  contempla  el  cumplimiento  forzado  de  estándares  ambientales  y   las  compensaciones  o  mitigaciones  correspondientes.  Asimismo,  los  proyectos  de  generación  y  transmisión  generan  impactos  no  ambientales  a  nivel  local.  La  construcción   y   operación   de   las   obras   pueden   tener   un   impacto   directo   sobre   sus  habitantes,   por   ejemplo   si   alteran   sus   costumbres   o   forma   de   vida.   También   se   puede  producir  un   impacto   indirecto  a  mediano  y   largo  plazo  sobre   la  actividad  económica  de   la  zona,   al   reducir   las   opciones   de   uso   alternativo   del   territorio.   Por   ejemplo,   una   central  hidroeléctrica  puede  impedir  el  aprovechamiento  turístico  de  un  río  o  una  central  térmica  y  su  puerto  pueden  dificultar  el  desarrollo  de  actividades  agrícolas,  turísticas  o  de  pesca.      En   definitiva,   la   mayoría   de   las   externalidades   económicas   negativas   de   un   proyecto   de  generación   o   de   transmisión   eléctrica   se   producen   en   la   zona   en   la   cual   se   emplaza,   a  diferencia  de  sus  beneficios,  que  se  perciben  a  nivel  nacional  o  del  sistema  interconectado.  

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La   localización  y  el  emplazamiento  de  una  central  o  una  línea  implica  una  tensión  entre   lo  nacional   y   lo   local:   desde   la   mirada   nacional,   la   construcción   y   funcionamiento   de   una  central   supone   un   beneficio,   pero   desde   el   punto   de   vista   local   constituye   una   potencial  pérdida.    Esta  tensión  ha  resultado  en  un  sistema  de  negociaciones  bilaterales  no  reguladas  y  muchas  veces   ineficientes   e   injustas,   entre   los   titulares   de   los   proyectos   y   los   integrantes   de   las  comunidades   locales.   El   sistema   es   injusto   porque:   (i)   la   compensación   resultante   de   las  negociaciones   bilaterales   depende   más   del   poder   de   negociación   de   las   partes   que   del  impacto  generado  por  el  proyecto  y  (ii)  nada  garantiza  que  la  compensación  efectivamente  beneficie   a   la   comunidad   afectada   y   no   sólo   a   los   que   participan   en   el   proceso   de  negociación  o  quienes   tiene  mayor  capacidad  de  ejercer  presión.  El   sistema  es   ineficiente  porque  origina  importantes  costos  de  negociación  a  las  partes  y  puede  transformarse  en  un  gran  obstáculo  al  desarrollo  de  nuevos  proyectos  de  inversión  eléctrica  que  son  beneficiosos  para   el   país,   especialmente   por   la   incertidumbre   respecto   de   los   costos   y   tiempos   de  desarrollo.    

   

4.2 Propuestas    

Para  hacer  frente  a  este  problema  que  enfrentan  los  proyectos  de  generación  y  transmisión  eléctrica  se  propone  implementar  dos  mecanismos  regulados  de  aportes  a  las  comunidades  locales   que   permitan   mejorar   la   equidad   en   la   distribución   de   los   beneficios   y   costos  asociados  a  su  desarrollo  y  operación.  22    El  primer  mecanismo  consiste  en   la  modificación  de   la   regla  de  distribución  de   la  patente  municipal  entre  las  comunas  donde  se  sitúan  las  matrices  de  las  empresas  de  generación  y  transmisión   eléctrica   y   aquellas   donde   se   sitúan   las   inversiones.   La   Ley   de   Rentas  Municipales   y   su   reglamento   establecen   que   el   contribuyente   que   posee   una   o   más  sucursales,  deberá  repartir  el  pago  de  la  patente  entre  los  municipios  en  que  se  localizan  la  casa  matriz  y  las  sucursales,  en  función  del  número  de  trabajadores  que  trabaje  en  cada  una  de  ellas.  Como  las  centrales  generadoras  y  las  líneas  de  transmisión  operan  con  un  número  reducido  de   trabajadores,  un  gran  porcentaje  de   la  patente  no  es  pagada  en   las  comunas  donde   están   las   inversiones,   sino   en   las   cuales   las   empresas   tienen   su   casa   matriz,  tradicionalmente  Santiago,  Providencia,  Las  Condes  o  Vitacura.  Para  que  las  comunas  en  las  que   se  provocan   los   impactos  de   los   proyectos   energéticos   se  beneficien  de  manera  más  equilibrada   de   los   ingresos   municipales   que   generan   los   mismos,   se   propone   una  modificación  del  reglamento  de  patentes  municipales  que  introduzca  la  capacidad  instalada  de  generación  (o  de  transmisión,  según  sea  el  caso)  como  un  nuevo  factor  de  distribución  para  el  pago  de  la  patente  de  las  empresas  generadoras  (y  transmisoras).  Así,  el  monto  de  las  patentes  se  distribuirá  entre  las  comunas  de  la  casa  matriz  y  de  las  centrales  (o  líneas)  en  función  tanto  de  los  trabajadores  como  de  la  potencia.  

                                                                                                                         22  Estas  propuestas  están  basadas  en  aquellas  realizadas  en  2009  por  el  gobierno  de  la  Presidenta  Bachelet.  

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 El  segundo  mecanismo  es  un  aporte  obligatorio  que   las  empresas,  que  conecten  centrales  de  generación  o  líneas  de  transmisión  a  un  sistema  interconectado  de  mayor  tamaño  (SIC  o  SING),  deberán  pagar  a  los  municipios  donde  se  localicen  dichas  instalaciones,  con  el  objeto  de  financiar  proyectos  de  desarrollo  local.  Se  propone  que  dicho  pago  sea  proporcional  a  la  potencia   instalada   o   la   inversión   realizada,   y   se   pueda   imputar   como   crédito   contra   las  obligaciones   tributarias,   de  modo   que   en   la   práctica   equivalga   a   una   redistribución   de   la  recaudación   de   impuestos   desde   el   gobierno   central   a   los   municipios   en   los   que   se  emplacen  los  proyectos.  Eventualmente  dicho  pago  se  puede  distribuir  a  lo  largo  de  la  vida  útil  del  proyecto  o  expresar  en  función  de   la  energía  aportada  al  sistema,  de  modo  que  la  compensación  guarde  relación  con  la  operación  efectiva  de  la  planta  o  línea.    En  cuanto  a  la  magnitud  del  aporte,  el  proyecto  de  ley  de  2009  proponía  para  las  centrales  generadoras  un  pago  de  US$  22.000  por  MW  de  potencia  instalada,  pagadero  en  diez  cuotas  anuales.  De  optarse  por  un  pago  proporcional  a  la  energía  generada,  debería  considerarse  el  factor  de  planta  de  la  central  y  su  vida  útil.  Si  se  supone  un  factor  de  planta  de  90%  los  US$  22.000  antes  referidos  equivaldrían  aproximadamente  US$  0,30  por  MWh,  o  US$  2.200  por  año.  En  el  caso  de  la  instalaciones  de  transmisión,  la  compensación  podría  fijarse  en  función  de  la  tensión  de  la  línea  o  el  monto  de  inversión,  en  cuyo  caso  no  debiera  superar  el  1%  de  la  inversión.  En  este  caso,  el  aporte  debiera  distribuirse  entre  todas  las  comunas  por  las  que  se  extienden  los  sistemas  de  transmisión  con  algún  criterio  razonable  y  equitativo.    Los   municipios   favorecidos   estarían   obligados   a   implementar   procesos   transparentes   y  participativos   para   proponer,   evaluar   y   decidir   las   obras   e   iniciativas   de   desarrollo   local.  También   hay   que   establecer  mecanismos   que   posibiliten   la   ejecución   expedita   de   dichos  proyectos   y  el   control  de   los   recursos  aportados.   Se   recomienda   facultar   a   los  municipios  para  que  encarguen  a  la  propia  empresa  eléctrica  la  ejecución  y  operación  de  los  proyectos  de  desarrollo,  teniendo  en  cuenta  la  mayor  flexibilidad  que  una  entidad  privada  tiene  para  realizar  dichas  tareas  y  el  interés  de  la  empresa  en  el  éxito  de  los  proyectos.    El  aporte  obligatorio  debiera  pagarse  sin  perjuicio  de  las  acciones  y  aportes  adicionales  que  las  empresas  deseen  realizar  en  beneficio  de   las  comunidades  afectadas  por   los  proyectos  de   inversión.   Dichos   aportes   adicionales   pueden   eventualmente   fortalecer   el   alcance   e  impacto   de   las   iniciativas   seleccionadas   por   la   comunidad.   Cabe   recordar   que   el   aporte  obligatorio  es  esencialmente  una  redistribución  de  fondos  fiscales  desde  el  gobierno  central  a   las   comunidades   afectadas   por   un   proyecto   eléctrico,   mientras   los   aportes   adicionales  pueden  ser  concebidos  como  una  contribución  de  los  inversionistas  al  desarrollo  de  dichas  comunidades.   Además,   si   el   pago   del   aporte   obligatorio   viene   acompañado   de   una  disminución   de   los   aportes   adicionales   efectuados   por   los   inversionistas,   se   termina  diluyendo  el  efecto  neto  de  estos  aportes  y  reduciendo  su  efectividad.      El   aporte  propuesto  no  pretende   “internalizar”   las   externalidades   ambientales  que  pueda  generar   un   proyecto.   Para   ello   están   las   compensaciones   y  mitigaciones   ambientales   que  

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son  impuestas  en  el  proceso  de  evaluación  ambiental.  Esta  propuesta  no  debe  modificar  las  exigencias  ambientales  de  los  proyectos.    

Se   propone   que   la   compensación   se   establezca   por   ley,   no   sólo   porque   así   lo   requiere  nuestro  marco   constitucional,   sino   porque   es   esencial   que   las   especificidades   del   diseño  cuenten   con   la  mayor   legitimidad  posible.   La  discusión  en  el  parlamento,  bien   conducida,  garantiza  que  todos   los  puntos  de  vista  hayan  podido  ser  expresados  y  considerados.  Más  importante  que  el  monto  definitivo,  es  que  este  haya  surgido  de  un  proceso  participativo,  legitimado  por  toda  la  sociedad.    

Por  simplicidad,  en  el  caso  de  las  centrales  termoeléctricas,  se  propone  establecer  un  mismo  aporte  obligatorio  para  todo  tipo  de  combustible.  Así  se  evita  la  complejidad  que  implicaría  determinar  el   impacto  social  específico  de  una  central   toda  vez  que  el  avance  tecnológico  altera  continuamente  los  impactos  de  los  proyectos.  

Es   fundamental   que   el   proceso   de   decisión   sobre   el   uso   de   los   recursos   liderado   por   el  municipio   sea   transparente,   participativo   y   eficiente.   Deben   definirse   mecanismos   de  rendición  de  cuenta  respecto  a  los  usos  que  el  municipio  le  dé  a  estos  recursos.  Sólo  en  la  medida  que   la  comunidad  perciba  que  el  aporte  está  siendo  utilizado  para  financiar  obras  que   efectivamente   contribuyen   al   desarrollo   local   y   que   haya   podido   participar   en   la  generación   y   selección   de   las   obras,   se   logrará   el   objetivo   de   favorecer   el   apoyo   local   al  desarrollo  de  los  proyectos  energéticos.    

La  propuesta  permite  descontar  del  pago  de  impuestos  el  aporte  obligatorio  de  modo  que  esta   no   implique   un   encarecimiento   en   el   precio   de   la   energía   o   un   desincentivo   a   la  inversión.   Alternativamente   el   mismo   objetivo   se   podría   lograr   mediante   transferencias  desde  el  Gobierno  Central  a  los  municipios  afectados,  sin  reformar  el  sistema  tributario.  En  ambos  casos   la   solución  al  déficit  de   inversiones  no  agrava  el  problema   inicial.  Cualquiera  sea  el  mecanismo  utilizado,   se  debe  garantizar  que   lo  que   las   comunidades   reciban  como  compensación  no  sea  descontado  de  otras  transferencias  que  recibe  del  gobierno  central.    

En  último  término  el  objetivo  de  los  mecanismos  que  aquí  se  proponen  es  obtener  el  apoyo  de  las  comunidades  locales  al  desarrollo  de  proyectos  de  generación  y  transmisión  eléctrica  que   no   solo   beneficiarán   a   la   sociedad   chilena   en   general,   sino   también   a   las   mismas  comunidades  afectadas.  La  mejor  manera  de  asegurar  un  desarrollo  sustentable  del  sector  eléctrico   es   que   existan   muchas   comunidades   interesadas   en   atraer   nuevas   inversiones,  seguras   que   ellas   podrán   obtener   parte   de   sus   beneficios   y   no   solo   sus   costos.     De   esta  forma   se   logrará   concretar   el   concepto   de   valor   social   compartido   (“shared   value”)  popularizado  por  Michael  Porter.23  

   

                                                                                                                         23  Ver  Michel  Porter,  "Creating  Shared  Value".  Harvard  Business  Review;  Jan/Feb2011,  Vol.  89  Issue  1/2,  p62-­‐77.  

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 5. Ordenamiento  territorial      5.1  Competencia  por  el  uso  del  territorio      La   creciente   competencia   por   el   uso   del   territorio   entre   distintos   fines   productivos   y   de  preservación  es  otra  de  las  causas  de  fondo  que  están  generando  conflictos  en  el  desarrollo  de  los  proyectos  energéticos  y  judicializando  la  tramitación  de  sus  permisos  ambientales.  A  medida  que  han  aumentado   la  población  y   la  actividad  económica,  se  ha  hecho  más  frecuente  que   la  localización   planeada   para   un   proyecto   de   generación   eléctrica   entre   en   conflicto   con   usos  alternativos   para   ese   mismo   territorio,   como   son   los   turísticos,   residenciales,   agrícolas   o   de  protección   de   la   biodiversidad,   el   patrimonio   cultural   y   los   pueblos   originarios.   Este   conflicto  ocurre  tanto  respecto  de  los  usos  del  suelo  como  del  borde  costero  y  marítimo.    La  Comisión  Nacional  de  Energía  graficaba,  ya  en  presentaciones  realizadas  en  el  año  2008,   la  creciente   dificultad   que   existía   para   desarrollar   infraestructura   energética   en   localidades  geográficas  sin  que  entraran  en  conflicto  con  otros  destinos,  vocaciones  o  denominaciones  del  territorio.   Por   ejemplo,   la   Figura   2   ilustra   los   diversos   usos   territoriales   que   coexisten   en    localidades  aledañas  a  Concepción.      

Figura  2.  Usos  alternativos  del  territorio  

 

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Fuente:  Comisión  Nacional  de  Energía    5.2  Falencias  en  el  sistema  de  ordenamiento  territorial    Parte   importante  de  los  conflictos  que  han  retrasado  o   incluso  impedido  la  materialización  de  proyectos  energéticos  se  ha  producido  por  visiones  discrepantes  sobre  la  compatibilidad  de  la  instalación   de   infraestructura   energética   con   los   usos   autorizados   del   territorio   o,  alternativamente,  con  la  definición  de  dicho  territorio  como  área  de  protección  del  patrimonio  ambiental  o  cultural.  Por  ejemplo,  la  oposición  local  y  los  recursos  presentados  en  Tribunales  y  la  Contraloría  General  de  la  República  en  contra  de  la  aprobación  de  los  permisos  de  la  planta  de   propano-­‐aire   en   Peñalolén   y   las   centrales   térmicas   Campiche   y   Castilla   se   debieron   a  discrepancias  respecto  de  la  interpretación  de  los  usos  permitidos  por  la  Ordenanza  General  de  Urbanismo   y   Construcciones   y   por   los   Planes   Reguladores   correspondientes.   Por   su   parte,   la  oposición   al   desarrollo   de   las   centrales   hidroeléctricas   de   Palmar   Correntoso,   Chacayes,  Hidroaysen,  Alto  Maipo  y  Achibueno,  al  Parque  Eólico  Chiloé  y  a  la  central  térmica  Barrancones,  situadas  en  o  próximas  a  áreas  designadas  con  algún  tipo  de  protección  (por  ejemplo  Parques  Nacionales,   Reservas,   Comunidades   Indígenas)   se   ha   debido   a   diferencias   respecto   de   la  interpretación  del  alcance  de  dicha  designación.    La   razón   de   fondo   de   estos   conflictos   es   la   falta   de   un   sistema   integrado   de   ordenamiento  territorial  que  considere  la  totalidad  del  territorio  de  un  modo  coherente.  El  estudio  encargado  por   el   Ministerio   de   Energía,   realizado   por   el   equipo   de   Derecho   Ambiental   y   Recursos  Naturales   de   FerradaNehme24,   muestra   que   en   vez   de   un   sistema   coherente,   hay   una   gran  diversidad  de  cuerpos  normativos  que  regulan  el  uso  del  territorio,  sin  que  existan  mecanismos  que   permitan   coordinar   las   distintas   regulaciones.   Así,   en   cada   territorio   pueden   confluir  distintas  prioridades  de  uso  del  suelo,  que  son  contradictorias  entre  sí  o  presentan  conflictos  de  proximidad,   sin   que   exista   un   mecanismo   que   permita   prever   o   resolver   dichas  incompatibilidades.   La   coexistencia   de   una   multiplicidad   de   instrumentos   de   ordenamiento  territorial   que   competen   a   distintos   servicios   ha   originado   inconsistencias   regulatorias   que  generan  incertidumbre  a  los  inversionistas  y  provocan  oposición  ciudadana  a  los  proyectos.  En  la  práctica  ello  ha  resultado  en  que  “para  una  determinada  obra,  proyecto  o  actividad  no  haya  certeza  sobre  la  posibilidad  de  su  emplazamiento  en  determinada  área”.  25    Como  señala  el   informe  de  FerradaNehme,  el  ordenamiento  jurídico  carece  de  una  política  de  ordenamiento   territorial   que   mire   al   territorio   de   manera   integral.   Si   bien   la   planificación  urbana   corresponde   a   un   sistema   jerarquizado,   recogido   en   la   Ley   General   de   Urbanismo   y  Construcción   y   en   su   Ordenanza26,   en   el   ámbito   rural   y,   por   ende,   en   el   territorio   en   su  conjunto,  se  carece  de  estructura  y  coherencia  entre  las  diversas  escalas  de  planificación,  y  se  presenta  una  multiplicidad  de  normas  e  instituciones  involucradas.                                                                                                                            24   Equipo   de   Derecho   Ambiental   y   Recursos   Naturales   de   FerradaNehme,   “Análisis   de   la   Institucionalidad,   la  Regulación  y  los  Sistemas  de  Gestión  y  Ordenamiento  del  Territorio  en  Chile”,  3  de  octubre  del  2011.  25  Op.  cit.  26   Que   se  materializa   a   través   del   Plan   Regional   de   Desarrollo   Urbano,   los   Planes   Reguladores   Intercomunales,  Planes  Reguladores  Comunales,  Planes  Seccionales  y  el  Limite  Urbano.  

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 En   lo   que   respecta   a   las   zonas   sujetas   a   protección   especial   del   patrimonio   ambiental   y   los  recursos  naturales,  el  informe  de  la  Comisión  Asesora  de  Desarrollo  Eléctrico  (CADE)  señala  que  existen   más   de   27   categorías   diferentes   establecidas   por   distintas   leyes27.   Como   señala  Martínez  (2012)28,  no  existe  un  servicio  público  que  esté  a  cargo  de  coordinar  la  creación  de  las  distintas  áreas  de  protección.  En  el  país  hay  201  áreas  protegidas  correspondientes  a  alguna  de  estas  27  categorías,  las  que  cubren  30  millones  de  hectáreas  y  un  20%  del  territorio  nacional.  A  ellas  hay  que  sumar  los  338  sitios  prioritarios  para  la  conservación  de  la  biodiversidad  que  han  sido  declarados  por  las  autoridades  ambientales  regionales,  las  cuales  no  poseen  ningún  estatus  legal  de  protección.  Estos  instrumentos  de  protección  territorial  no  sólo  no  están  coordinados  entre   sí,   sino   tampoco   con   otros   instrumentos   de   protección   jurídica,   como   por   ejemplo   las  declaraciones  de  especies  en  peligro;  hay  más  de  400  especies  de  flora  y  fauna  declaradas  en  peligro,  pero  varios  de  los  hábitat  críticos  de  estas  especies  no  están  protegidas  como  áreas  de  conservación.   Entre   las   zonas   sujetas   a   protección   especial   cabe   también  mencionar   las   que  pretenden  proteger  el  patrimonio  cultural,  las  comunidades  indígenas  y  el  turismo.  Respecto  a  estas   categorías   de   protección,   no   hay   claridad   si   la   designación   de   un   área   como   protegida  prohíbe   que   en   ella   se   desarrollen   proyectos   de   generación   o   solo   implica   que   estos   deben  someter  un  estudio  de  impacto  ambiental  y  cumplir  con  medidas  de  conservación  más  estrictas.      En  consecuencia,  es  habitual  que  se  generen  discrepancias  respecto  de  la  interpretación  de  las  diversas   normas   que   regulan   los   usos   que   están   permitidos   y   prohibidos   en   el   territorio.  Respecto   de   un  mismo   instrumento   de   ordenamiento   territorial,   como   por   ejemplo   un   plan  regulador  o  una   zona   sujeta  a  protección  especial   -­‐por  ejemplo  un  parque  nacional-­‐   se   suele  encontrar  en  conflicto  a  inversionistas  que  consideran  que  está  permitido  el  emplazamiento  de  sus  proyectos  en  una  determinada  área,  con  movimientos  sociales  y  ambientalistas,  que  están  convencidos   de   lo   contrario.29   La   falta   de   claridad,   dispersión   de   normas,   multiplicidad   de  instituciones   e   instrumentos,   e   incluso   la   inconsistencia   entre   estas,   han   resultado   que   en  muchos   de   los   casos   donde   se   han   generado   conflictos,   también   ha   habido   interpretaciones  discrepantes  al  interior  de  la  administración  pública,  entre  los  servicios  públicos  y  la  Contraloría  e,  incluso,  entre  distintas  instancias  judiciales.      

                                                                                                                         27     Ejemplos:   Parque   Nacional,   Reservas   Nacionales,   Reserva   de   Regiones   Vírgenes,   Reservas   Forestales,  

Santuario  de  la  Naturaleza,  Zonas  húmedas  de  importancia  internacional  especialmente  como  hábitat  de  aves  acuáticas,  Monumentos  Nacionales,  Parque  Marino,  Reservas  Marinas  y  Áreas  Marinas  y  Costeras  Protegidas,  entre  otras.  Ver  Informe  de  la  CADE,  2011.  

 28     Martinez,   Daniela,   “Opposition   to   Power   Plants   in   Chile”,   Tesis   Master   en   Derecho   (LLM),   Universidad   de  

Harvard,  Mayo  (2012).    29       En   el   caso   de   los   Parques   Nacionales   y   de   Reservas   Nacionales,   algunos   servicios   públicos   y   muchas  

organizaciones  sociales  han  interpretado  que  está  prohibida  la  construcción  de  proyectos  de  generación  en  su  interior  pero   la  Corte  Suprema,  y   también   la  Contraloría,  han   señalado  que  esta  protección  no   implica  una  prohibición   a   ejecutar   proyectos   o   actividades   comerciales   (fallos   en   Hidroaysen,   Chacayes,   Palmar  Correntoso,  entre  otros).  

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Cuando   distintas   instituciones   establecen   regulaciones   para   el   mismo   territorio   que   son  incompatibles   entre   sí   y   además   lo   hacen   mediante   procesos   que   incluyen   la   participación  ciudadana,   es   predecible   la   molestia   de   la   ciudadanía   y   las   organizaciones   sociales   que  participaron  en  los  procesos.  La  situación  es  aún  más  compleja  cuando  el  instrumento  de  menor  jerarquía  se  estableció  mediante  un  proceso  participativo  mientras  que  el  de  mayor  jerarquía,  que  prima  sobre  el  otro,  no  consideró  espacios  de  participación  al  ser  implementado.  La  falta  de  coordinación  entre  instituciones  e  instrumentos  y  la  inexistencia  de  mecanismos  para  canalizar  y   balancear   distintos   intereses   y   resolver   posibles   incompatibilidades,   fuerza   a   los   actores   a  trasladar  el  conflicto  al  proceso  de  evaluación  ambiental  de  proyectos  específicos.  Sin  embargo  el  sistema  de  evaluación  ambiental  no  fue  diseñado  para  resolver  divergencias  respecto  al  uso  del   territorio;   no  procede  definir   políticas   de  ordenamiento   territorial   en  un   sistema  que   fue  diseñado   para   verificar   el   cumplimiento   de   la   regulación   por   parte   de   proyectos   específicos  (caso   a   caso).   Finalmente,   el   conflicto   no   se   resuelve   y   la  mayoría   de   las   veces   se   genera   la  judicialización   del   mismo,   con   las   consiguientes   trabas,   ineficiencia   e   incertidumbre   para   el  desarrollo   de   los   proyectos.   Todo   ello   contribuye   además   a   deslegitimar   el   proceso   de  evaluación  ambiental.      5.3  Líneas  de  acción  propuestas    En  los  lineamientos  de  la  política  energética  explicitada  en  2008  se  identificaba  la  necesidad  de  avanzar  en  la  regulación  de  ordenamiento  territorial  para  reducir  las  dificultades  que  enfrentan  los   proyectos.30   El   actual   gobierno   del   Presidente   Pinera   ha   hecho   un   diagnóstico   similar.  Después  de  su  intervención  para  anular  el  proyecto  Barrancones,  el  Presidente  dio  instrucciones  al  Ministro   de   Bienes   Nacionales   para   que   efectuara   un   proceso   de   ordenamiento   territorial  destinado  a  determinar  áreas  adecuadas  para  el  desarrollo  de  centrales  eléctricas  y  áreas  que  debieran   ser   protegidas.31   Asimismo,   la   Estrategia   de   Energía   2012   propuso   adicionalmente  determinar   áreas  donde   las   centrales   termoeléctricas   estarían  permitidas  o  prohibidas,   como  asimismo   prohibir   en   algunas   áreas   de   la   Patagonia   la   instalación   de   centrales   y   líneas   de  transmisión.32    Si  bien  estas  propuestas  apuntan  al  problema  de   fondo,  de   implementarse,  podrían   tener  un  efecto  limitado  si  simplemente  agregan  nuevas  capas  de  regulación,  sin  eliminar  o  modificar  las  capas  actualmente  existentes  ni  sus  inconsistencias.  En  tal  caso  podrían  aumentar  la  frustración  

                                                                                                                         30     Comisión  Nacional  de  Energía,  Política  Energética:  Nuevos  Lineamientos.  Transformando   la  Crisis  Energética  

en  una  Oportunidad,  (2008).    31     Ministerio  de  Bienes  Nacionales,  Cuenta  Pública  2010.    32     Hasta  el  momento,  de  estas  propuestas,  la  única  que  se  ha  materializado  es  el  Mapa  IDE  Chile  (Infraestructura  

de  Datos  Geoespaciales)  en  la  página  WEB  del  Ministerio  de  Vivienda,  un  visor  de  mapas  de  información  de  ordenamiento   territorial   que   ya   abarca   ocho   regiones   del   del   país   y   se   espera   completar   en   los   próximos  meses.  

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y  el  nivel  de  conflicto,  pues  generarían  expectativas  en  la  población,  sin  resolver  los  problemas  actuales.    Para  avanzar  en  la  construcción  de  un  sistema  de  ordenamiento  territorial  que  permita  el  uso  racional   y   sustentable   del   territorio,   combinando   el   aprovechamiento   con   la   protección   de  recursos   naturales,   es   necesario   partir   de   la   realidad   institucional   y   normativa   vigente   e   ir  transformándola   en  un   sistema   integrado   y   coherente.   El   objetivo   de   largo  plazo  debiera   ser  que   Chile   cuente   con   un   sistema   que   consagre:   (i)   lineamientos   generales   en   lo   económico,  territorial  y  político-­‐social  que  regulen  y  prevalezcan  sobre  los  planes  o  estrategias  locales;  (ii)  la  descentralización   en   el   diseño   de   los   instrumentos   de   ordenamiento   territorial;   (iii)   la  coherencia   estructural   para   evitar   interpretaciones   divergentes   y   la   superposición   de  instrumentos;   (iv)  asignación  clara  de   responsabilidades  y  atribuciones   institucionales;  y   (v)   la  participación  ciudadana.    Para   ello   se   propone   que   el   Ministerio   de   Vivienda   y   Urbanismo   asuma   la   autoridad   en   la  materia,  asignándosele   la   responsabilidad  de  revisar   todos   los   instrumentos  de  ordenamiento  territorial   y   zonificaciones   especiales,   incluyendo   sus   formas   de   generación,   alcances   legales,  modalidades  de  concreción  en  el  territorio  y  posibles  incompatibilidades  e  inconsistencias  con  otras  normas.  Esta  propuesta  es  consistente  con  el  proyecto  de  ley  del  Gobierno  de  fusionar  los  ministerios  de  Vivienda  y  Urbanismo  y  de  Bienes  Nacionales  para  crear  un  nuevo  Ministerio  de  Ciudades,   Viviendas   y   Desarrollo   Territorial,   cuyo   objetivo   será   “la   fijación   de   reglas   y   la  formulación   de   políticas   nacionales   sobre   planificación   y   gestión   urbana   y   territorial,   sobre  instalaciones   de   infraestructura,   además   de   proyectos   u   obras   de   carácter   estratégico   o   de  importancia  nacional  establecidos  por  ley”.33    Los  objetivos  de  la  autoridad  ministerial  deberían  ser  los  siguientes:    

• En  primer  lugar,  y  de  manera  inmediata,  completar  para  todo  el  territorio  un  sistema  de  información   que  muestre   la   situación   inicial   en   alguna   plataforma,   como   la   que   está  actualmente  desarrollando  el  Ministerio  de  Bienes  Nacionales  en  el  IDE  Chile.34  Pero  no  basta   con   mostrar   en   un   mapa   los   distintos   instrumentos   y   zonificaciones  correspondientes   a   cada  área.   El   sistema  de   información  debería   también  explicitar   la  interpretación  única  que  el  Poder  Ejecutivo  en  su  conjunto  hace  del  alcance  de  la  norma,  lo   que   debiera   venir   acompañado   de   la   elaboración   de   reglamentos   para   precisar   los  aspectos  que  puedan  estar  causando  incertidumbre35.      

• Asimismo,   con   el   objeto   de   evitar   que   distintos   servicios   sostengan   interpretaciones  discrepantes,   en   colaboración   con   el  Ministerio   Secretaria   General   de   Presidencia,   se  

                                                                                                                         33     Presentación  del  Ministro  Francisco  Pérez  ante  la  Comisión  de  la  Cámara  de  Diputado  del  21  de  junio  de  2013:  

http://www.camara.cl/prensa/noticias_detalle.aspx?prmid=72505    34     Ver  www.ide.cl        35     En  este  sentido,  los  esfuerzos  por  reglamentar  la  operación  del  Sistema  de  Evaluación  Ambiental,  el  Convenio  

Nº  169  y  el  Ordenamiento  del  Borde  Costero,  entre  otros,  van  en  la  dirección  correcta.  

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debería  analizar   los  marcos   jurídicos   correspondientes  para  explicitar   la   interpretación  oficial  del  gobierno  respecto  al  alcance  de  los  instrumentos  de  ordenamiento  territorial  y   de   las   zonas   especiales   de   protección,   específicamente   cuando   existan   posturas   en  conflicto   respecto   a   lo   que   se   refiere   a   la   prohibición   o   autorización   de   llevar   a   cabo  inversiones   en   infraestructura   energética.   Para   ello   será   necesario   establecer  administrativamente   un  mecanismo   de   resolución   de   conflictos.   Una   vez   resueltas   las  incompatibilidades,  deberá  coordinar  con  el  servicio  correspondiente  la  armonización  de  la  regulación  pertinente  para  evitar  estas  inconsistencias  y  así  facilitar  la  interpretación  por  parte  de  los  inversionistas,  de  la  ciudadanía  y  de  otros  órganos  como  Contraloría  y  Tribunales.    

• De  este  modo,  el  sistema  de  información  entregará  a  los  inversionistas  y  a  la  ciudadanía  un   mapa   del   ordenamiento   territorial   con   las   áreas   en   las   que,   de   acuerdo   al   poder  ejecutivo,   están   permitidas   estos   tipos   de   obras,   en   función   de   las   regulaciones  territoriales   vigentes.   El   Ministerio   de   Vivienda   deberá   mantener   actualizado   este  sistema  de  información.      

 

• En  una  segunda   instancia,  el  Ministerio  deberá  proponer  un  marco   legal  estructurado,  jerarquizado  y  con  referencias  geográficas  explicitas,  que  contenga   los  mecanismos  de  coordinación   entre   las   distintas   instituciones   con   que   tienen   facultades   en   el  ordenamiento  territorial  y  el  establecimiento  de  zonificaciones  especiales  de  protección.  Dicho  marco  debe  asegurar  una  visión  integral  y  coherente  de  la  totalidad  del  territorio  y   prever   la   adecuación   de   las   leyes   sectoriales   correspondientes.   De   este   modo   las  instituciones   estarán   obligadas   a   coordinarse   antes   de   dictar   nuevos   instrumentos,   lo  cual  disminuirá  los  posibles  conflictos.      

• Este  marco  deberá  también  establecer  los  mecanismos  de  resolución  de  conflictos  para  intentar  que  estos  sean  resueltos  antes  de  llegar  al  sistema  de  evaluación  ambiental,  así  como  mecanismos  de  participación  ciudadana  para  que  en  las  definiciones  se  recojan  los  diversos  intereses  y  para  dotarlas  de  legitimidad  ante  la  ciudadanía.  En  este  trabajo  más  de   fondo   debieran   considerarse   las   experiencias   internacionales   y   también   los  resultados  obtenidos  a  partir  de  la  aplicación  de  los  Estudios  Ambientales  Estratégicos,  el   Comité   de  Ministros   para   la   Sustentabilidad,   en   cuanto   espacio   de   coordinación   al  interior   del   gobierno   para   la   creación   de   nuevas   áreas   silvestres   protegidas   por   el  Estado,  y  la  creación  del  Servicio  de  Biodiversidad  y  Áreas  Silvestres  Protegidas.          

     

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 6.  Permisos  Administrativos    6.1  Permisos  aplicables  a  proyectos  de  generación  eléctrica    La   concreción   de   proyectos   de   generación   eléctrica   requiere   que   se   tramiten   y   aprueben  numerosos  permisos  que  otorgan  diversas  reparticiones  públicas.  El  estudio  “Identificación  de  Dificultades  en  la  Tramitación  de  Permisos  de  Proyectos  en  el  Sector  Eléctrico”  (en  adelante,  el  “Estudio”),36   identificó   57   permisos   aplicables   a   proyectos   de   generación   o   transmisión  eléctrica,   21   de   los   cuales   están   vinculados   al   Sistema   de   Evaluación   de   Impacto   Ambiental  (SEIA)  y  35  se  distribuyen  en  las  siete  categorías  siguientes:  (i)  concesiones  y  servidumbres,  (ii)  legislación   de   aguas,   (iii)   flora   y   fauna,   (iv)   patrimonio   y   pueblos   indígenas,   (v)   urbanismo   y  vialidad,  (vi)  sanitarios,  y  (vi)  seguridad.    El  listado  de  los  57  permisos  se  presenta  en  el  Anexo  1.        El   Estudio   hizo   un   análisis   detallado   de   los   expedientes   de   tramitación   de   los   principales  permisos   aplicables   a   proyectos   generación,   centrándose   en   el   SEIA,   las   concesiones   y  servidumbres   y   la   legislación   de   aguas.   Los   resultados   de   este   análisis   se   sintetizan   a  continuación.    Sistema  de  Evaluación  de  Impacto  Ambiental    El  SEIA  es  una   instancia  crítica  en   la   tramitación  de   los  proyectos,  pues  no  sólo  conduce  a  un  permiso   específico   (RCA,   Resolución   de   Calificación   Ambiental)   sino   también   constituye   un  mecanismo   que   canaliza   diversos   otros   permisos   ambientales   sectoriales.   El   SEIA   tiene   dos  modalidades:   (i)   declaración   de   impacto   ambiental   (DIA),   que   se   aplica   a   proyectos   simples,  exige   menores   tiempos   de   tramitación   y   no   requiere   instancias   de   participación   ciudadana  directa,  y  (ii)  estudio  de  impacto  ambiental  (EIA)  que  se  aplica  a  proyectos  mayores,  toma  más  tiempo  y  contempla  instancias  de  participación  ciudadana.    El   Estudio   identificó   383   proyectos   de   generación   eléctrica   con   capacidad   superior   a   3   MW  tramitados  entre  1994  y  2010,  209  de  los  cuales  se  procesaron  mediante  DIA  y  94  mediante  EIA.  Los  tiempos  de  tramitación  promedio  fueron  155  días  para  proyectos  con  DIA  y  333  días  para  proyectos  con  EIA.  En  el  caso  de  los  proyectos  con  EIA  -­‐que  en  general  se  aplica  a  las  centrales  que   son   objeto   de   este   informe-­‐   se   encontraron   importantes   variaciones   en   los   tiempos   de  tramitación,  destacando  la  lentitud  (728  días)  de  los  proyectos  (2)  presentados  en  la  XI  Región  y  de  aquellos  de  carácter  interregional.  37  

                                                                                                                         36     Estudio  realizado  en  2010  por  la  empresa  Medio  Ambiente  y  Gestión  S.A.  (MG)  por  encargo  del  Ministerio  de  

Energía.  37     Entre   aquellos   cuya   tramitación   excedió   los   500   días   se   cuentan   4   centrales   termoeléctricas   y   4  

hidroeléctricas,  que  se  indican    en  el  siguiente  cuadro.      

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 El  Estudio  concluyó  que  si  bien  los  plazos  del  SEIA  no  se  cumplen,  en  general  dichos  plazos  no  son   exagerados,   las   tasas   de   rechazo   (2%)   y   desistimiento   (7%)   son   reducidas   y   existe   un  adecuado  nivel  de  transparencia  en  el  proceso.  Los  mayores  retrasos  se  presentan  en  proyectos  con  incertidumbre  sobre  los  impactos  ambientales  y/o  con  conflictividad  con  las  comunidades  locales.  Los  temas  ambientales  más  críticos  se  relacionan  con  calidad  del  aire,  el  medio  marino,  la  ley  de  bosques  y  el  caudal  ecológico.      Concesiones  marítimas    En  el  caso  de  concesiones  y  servidumbres  existen  situaciones  diversas,  presentándose  algunos  casos   críticos.   Particularmente   demorosa   es   la   tramitación   de   concesiones   marítimas,   por  ejemplo   para   instalar   emisarios   o   ductos   de   succión   de   agua   de   mar   de   sistemas   de  enfriamiento  de  centrales  termoeléctricas  a  carbón  o  construir  muelles  o  puertos  de  descarga  de  combustible  para  centrales  generadoras.38  La  demora  promedio  puede  superar  los  900  días,  siendo  más  críticas  las  solicitudes  presentadas  en  las  regiones  II  y  IV.  Una  razón  de  las  demoras  fue   el   aumento   de   la   demanda   derivada   de   las   inversiones   en   centrales   termoeléctricas  proyectadas  en  el  período  2007-­‐2009.        Bienes  nacionales    También  es  compleja  y  demorosa   la   tramitación  de  adquisiciones,  arriendos  y  concesiones  de  uso   oneroso   de   bienes   nacionales,   proceso   que   se   inicia   con   la   postulación,   la   que   resuelta  favorablemente,   permite   al   interesado   proceder   a   la   compra,   arriendo   o   concesión.   Sobre   la  base   de   178   expedientes   de   solicitudes   de   empresas   generadoras,  MG   concluyó  que  un   31%  habían   sido   aprobadas,   30%   rechazadas   y   39%   se   encontraban   en   proceso.   Los   rechazos   son  significativos  para  todo  tipo  de  proyectos  (hidroeléctricos,  termoeléctricos,  eólicos  y  solares)  en  especial  para  los  hidroeléctricos  y  eólicos.  Las  postulaciones  aceptadas  demoraron  en  promedio                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            

   Los   largos   períodos   de   tramitación   de   estos   proyectos   se   debieron,   entre   otras   razones,   a   las   suspensiones   del  proceso  derivadas  de  la  revocación  de  la  RCA  de  parte  de  la  Corte  Suprema  (Campiche),  las  complejidades  técnicas  en  la  evaluación  de  impacto  asociado  al  uso  de  petcoke  en  zona  portuaria  (Tocopilla),   las  emisiones  atmosféricas  en  zonas  rurales  (Candelaria)  y   los  reasentamientos  humanos  e   implicancias  hidrológicas  y  forestales  asociados  a  áreas  de  inundación  (Lago  Atravesado,  Los  Lagos,  Osorno).  En  general  en  todos  estos  casos  los  procesos  estuvieron  acompañados  de  fuerte  resistencia  de  la  comunidad  o  gobiernos  locales.  38   Entre   2007   y   2010   se   presentaron   19   solicitudes   de   concesiones   marítimas   para   proyectos   de   generación  eléctrica.  

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289  días,  y  las  rechazadas,  235  días.  Sin  embargo  las  tramitaciones  en  curso  llevaban  314  días,  con  demoras  de  800  días  en  promedio  para  empresas  termo-­‐hidroeléctricas.  Al  igual  que  en  las  concesiones   marítimas,   una   causa   de   los   retrasos   fue   el   incremento   en   los   proyectos  termoeléctricos  en  el  período  2007-­‐2009.      El  Estudio  analizó  23  procesos  de  compra,  arriendos  y  concesiones  de  uso  oneroso  de  bienes  fiscales,  realizadas  con  posterioridad  a  la  aprobación  de  la  respectiva  solicitud,  concluyendo  que  en   promedio   las   compras   se   resolvieron   en   554   días   y   los   arriendos   en   292   días.   En   los   tres  casos  (compras,  arriendos  y  concesiones)  existían  tramitaciones  que  llevaban  más  de  520  días  (en  promedio)  sin  resolverse.39  Las  demoras  en  las  compras  y  concesiones,  se  deben  en  parte  a  que  en  ellas  se  requiere  la  participación  del  Gobierno  Regional,  a  través  de  la  Comisión  Especial  de   Enajenaciones,   cuyo   rol   es   determinar   el   derecho,   renta   o   valor   comercial   del   bien   fiscal.  Pero   también   influye   que   sea   una   práctica   usual   esperar   a   que   los   proyectos   obtengan   la  resolución  de  calificación  ambiental  antes  de  perfeccionar  el  contrato.    Concesiones  geotérmicas    Entre   2003   al   2010,   el   Ministerio   de   Minería   publicó   74   decretos   referidos   a   solicitudes   de  concesión   para   explorar   o   explotar   yacimientos   geotérmicos,   de   los   cuales   un   30%   fueron  favorables,  47%  fueron  denegados  y  23%  correspondieron  a  adjudicaciones  de  licitaciones.  Los  plazos   promedios   de   decisión   son   de   alrededor   de   un   año   y   en   general   no   superan     los   450  días.40   Los   elevados   tiempos   de   tramitación   se   explican   en   gran   medida   a   la   obligación   de  consultar   a   numerosos   (diez)   órganos   del   Estado,   los   que   en   promedio   tardaron   71   días   en  responder.  Una   de   las  mayores   dificultades   han   sido   los   reclamos   de   comunidades   indígenas  (aymaras  y  quechuas)  en  el  norte  de  Chile.    Concesiones  eléctricas    La   Superintendencia   de   Electricidad   y   Combustibles   (SEC)   tramita   un   gran   número   de  concesiones  eléctricas,  ya  sea  provisionales  (que  otorgan  derecho  hacer  estudios  y  mediciones  en   terreno)   o   definitivas   (que   permiten   instalar   y   explotar   las   obras).   Sin   embargo,   la   gran  mayoría   corresponde   a   empresas   distribuidoras,   las   cuales   están   obligadas   a   operar   bajo  concesión.   Las   empresas   generadoras   y   transmisoras   no   tienen   dicha   obligación   y  frecuentemente   operan   sobre   la   base   de   acuerdos   con   los   propietarios   de   los   terrenos  afectados.  De  un  total  de  81  decretos  de  concesión  otorgados  por  el  Ministerio  de  Economía  en  2009-­‐2010,  72  eran  de  distribución  (definitivas),  4  de  transmisión  (definitivas)  y  5  de  generación  (2  definitivas  y  3  provisionales).      Datos  proporcionados  por  la  SEC  indican  que  en  2009  el  tiempo  de  tramitación  promedio  de  las  concesiones  definitivas   fue  de  138  días  para  proyectos  de  generación  y  290  para  transmisión,  

                                                                                                                         39  554  días  para  los  arriendos,  522  para  las  compras  y  534  días  para  las  concesiones.  40   Se   observa   que   los   plazos   promedio   de   decisión   fluctúan   aproximadamente   entre   150   a   750   días,   con   un  promedio  general  de  alrededor  de  un  año.  

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superando   los   120   días   establecidos   en   la   ley.   Las   principales   causas   son   las   demoras   en   el  proceso  de  notificación   a   los   afectados,   los   traslados  de  oficios   a   las   partes   involucradas   y   la  falta  de  recursos  de  la  SEC  para  abordar  las  diversas  tareas  encomendadas  por  la  normativa.    Legislación  de  aguas    El  registro  de  derechos  de  aprovechamiento  no  consuntivo  de  aguas  superficiales  constituidos  entre  1990  y  2010  contiene  1761  solicitudes,  tramitados  en  90  expedientes  por  21  empresas  de  generación   eléctrica,   por   un   total   de   448   millones   de   l/s.   Dichos   derechos   se   constituyeron  fundamentalmente   en   los   períodos   1990-­‐1994   y   2004-­‐2010.   Si   bien   en   ambos   períodos   el  número   de   tramitaciones   fue   similar,   en   el   primero   se   adjudicó   el   90%   del   caudal   y   en   el  segundo,  el  9%.  Hasta  el  2002,   la   tramitación  de  solicitudes  de  derechos  superaban   los  2.000  días  en  promedio.  A  partir  del  2007,  dichos  tiempos  bordean  los  590  días.    Las   solicitudes   para   modificar   los   puntos   de   captación   y   restitución   de   aguas   no   tienen   un  tratamiento  diferenciado   respecto  de   las   restantes   solicitudes  de   aprovechamiento  de   aguas,  por  lo  que  no  es  posible  saber  si  los  tiempos  de  tramitación  difieren.      El   Estudio   analizó   también   27   solicitudes   para   obtener   el   permiso   de   proyectos   de   obras  hidráulicas  presentadas  a  la  Dirección  de  Obras  Hidráulicas  presentadas  entre  2007  y  2010.    Dos  de  dichos  permisos  habían  sido  denegados,   luego  de  244  días  de  tramitación  (en  promedio)  y  uno   había   sido   aceptado,   luego   de   352   días.   Sin   embargo,   debido   al   rezago,   el   tiempo   de  tramitación  podía  superar  los  1057  días.      6.2  Análisis  de  problemas  en  la  tramitación  de  permisos    El  Estudio  realizó  una  serie  de  entrevistas  a   informantes  claves  pertenecientes  a  reparticiones  públicas   y   empresas   privadas   para   conocer   los   problemas   que   enfrentan   los   proyectos  eléctricos  al  tramitar  sus  permisos  en  los  siguientes  cuatro  tópicos:  requisitos  y  procedimientos  de   permisos,   gestión   pública,   gestión   privada   y   conflictos   sociales   y   políticos.   Las   principales  conclusiones  se  indican  a  continuación.      Requisitos  y  procedimientos    Las  principales  falencias  están  en  la  falta  de  claridad  de  la  normativa,  principalmente  en  relación  a  los  requisitos  para  obtener  los  permisos.  Los  mayores  niveles  de  incertidumbre  se  relacionan  con  las  normas  ambientales,  el  tema  indígena  (en  especial  respecto  a  la  aplicación  del  Convenio  169)  y  con  la  forma  de  aplicación  de  la  Ley  de  Bosque  Nativo.    La   interpretación   de   la   normativa   es   otro   problema   recurrente,   constatándose   criterios   que  difieren  entre  sí  según  la  región  u  organismo  público  de  que  se  trate.  Se  advierte  una  tendencia  a   aplicar   criterios   que   van  más   allá   del   espíritu   de   la   norma,   lo   cual   retrasa   y   entorpece   las  tramitaciones.  Esto  es  particularmente  relevante  en  materia  ambiental,  observándose  posturas  

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personales  de  funcionarios,  que  no  se  condicen  con  el  concepto  de  desarrollo  sustentable  que  inspira  a   la   ley  del  medioambiente.   La   falta  de  uniformidad   se  genera  en  gran  medida  por  el  amplio   poder   de   decisión   que   gozan   los   servicios   para   interpretar   la   ley,   sin   que   exista   una  adecuada  estandarización  de  normas.    Otro   problema   relacionado   es   el   vacío   o   ausencia   de   normas,   en   particular   respecto   de   la  legislación   indígena,  el  Código  de  Aguas,   la   Ley  de  Bosque  Nativo,   como  asimismo  respecto  a  proyectos  más  novedosos,    como  los  eólicos  y  geotérmicos.    Gestión  pública    Las  principales  críticas  apuntan  a  la  discrecionalidad  de  los  entes  evaluadores  debido  a  la  falta  de   criterios   uniformes   a   nivel   nacional   a   la   hora   de   evaluar   los   proyectos.   Se   observa,   por  ejemplo,   diferencias   en   la   tramitación   según   el   tipo   de   generación   de   que   se   trate,   pues   se  estima  que  algunos  proyectos  tienen  mejor  aceptación  que  otros  de  parte  de  los  servicios.      La  falta  de  coordinación  es  otro  aspecto  relevante,  criticándose,  por  ejemplo,  la  falta  de  poder  y  carencia  de  rol  protagónico  de  CONAMA,  lo  cual  impide  que  se  apliquen  las  atribuciones  que  la  ley  le  entrega.  En  consecuencia,  cada  servicio  goza  de  autonomía  para  operar  bajo  sus  propios  parámetros.    Con  igual   importancia  se  resalta  la  falta  de  recursos  y  capacidades  técnicas  del  sector  público.  La  falta  de  recurso  humano  para  tramitar  la  gran  cantidad  de  proyectos  aqueja  a  la  mayoría  de  servicios,  impide  que  los  proyectos  se  vean  con  profundidad  y  ocasiona  demora  en  los  procesos.  Se   percibe   una   falta   de   capacidad   técnica   para   evaluar   los   proyectos,   ya   sea   porque   los  funcionarios  están  mal  informados,  les  falta  conocimientos  sobre  la  normativa  o  no  han  tenido  oportunidad  de   capacitarse.   También   faltan   recursos   a   la   hora  de   fiscalizar,   lo   cual   deriva   en  reiteradas  infracciones  a  la  legislación  ambiental.    Gestión  privada    Respecto  de  la  gestión  privada,  las  críticas  se  centran  en  lo  incompleto  y  superficialidad  de  los  antecedentes  que  presentan  muchos   solicitantes,   lo   cual  dificulta  y  demora   la   tramitación  de  permiso.  La  falta  de  información  sustancial  obliga  a  recurrir  a  frecuentes  addenda.      Se   señala  que   los   titulares  no   tienen  una  visión  preventiva  de   los  efectos  ambientales  de   sus  proyectos,   consignando   lo   justo   y   necesario   para   obtener   una   RCA.   Hay   casos   en   que   los  proyectos  se  encuentran  al  borde  de  la  legalidad  o  simplemente  no  cumplen  con  la  normativa  vigente,  lo  cual  genera  desconfianza  hacia  el  sector  privado  en  el  sector  público.  Finalmente  se  crítica   la  elevada  dependencia  en  asesores,  que  muchas  veces  no  cuentan  con   la   idoneidad  y  experiencia  necesarias.          

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Conflictos  sociales  y  políticos    Los  entrevistados  en  el  Estudio  señalan  que  existe  una  influencia  determinante  de  la  percepción  pública   en   la   actitud   que   adoptan   los   servicios   en   la   tramitación   de   los   permisos.   Así   por  ejemplo,  los  proyectos  de  energías  renovables  no  convencionales  tienden  a  recibir  un  trato  más  favorable   de   parte   de   los   servicios   y   sus   funcionarios.   Especial   influencia   tienen   grupos   de  oposición   a   los   proyectos   (generalmente   agrupaciones   ambientalistas)   que   se   encuentran  informados   y   proveen   información   a   las   comunidades.   El   sector   privado   percibe   que  muchas  veces  la  aprobación  o  rechazo  de  un  proyecto  no  depende  de  temas  técnicos,  sino  más  bien  de  las  agendas  políticas  del  director  o  funcionario  que  realiza  las  evaluaciones.  Uno  de  los  puntos  más  conflictivos  se  presenta  a  nivel  municipal,  cuando  los  alcaldes  hacen  exigencias  a  favor  de  las  comunas  a  cambio  de  la  aprobación  de  los  permisos.    La   existencia   de   conflictos   sociales   en   la   tramitación   de   los   permisos   suele   originar   la  interposición  de  recursos  judiciales  en  contra  de  los  proyectos,  incluso  una  vez  que  éstos  ya  se  han   concedido,   por   ejemplo   en   el   caso   de   las   RCA.   El   Recurso   de   Protección,   que   debe   ser  interpuesto   dentro   de   30   días   del   acto   que   motiva   el   recurso,   es   un   instrumento   usual.   La  judicialización   en   los   procesos   de   evaluación   es   vista   como   una   amenaza   a   la   seguridad   y  certeza   requerida   para   la   realización   de   los   proyectos.   Otro   riesgo   está   asociado   a   la  introducción  de  la  variable  indígena,  especialmente  con  la  ratificación  del  Convenio  169,  sin  que  exista  claridad  sobre  su  forma  de  aplicación.      6.3  Síntesis  de  problemas  existentes    Sobre  la  base  de  los  antecedentes  aportados  por  el  Estudio  indicado,  reuniones  sostenidas  con  ejecutivos  especializados  en  la  tramitación  de  permisos  y  la  experiencia  de  los  autores  –  como  ex   funcionarios   públicos,   ejecutivos   de   empresas   o   consultores   -­‐   se   pueden   identificar   los  siguientes  principales  problemas  que  se  originan  en  la  tramitación  de  permisos:    

(i) falta  de  claridad,  indefinición  o  inexistencia  de  normas  y  procedimientos  (ii) discrecionalidad  y  falta  de  uniformidad  en  la  interpretación  de  normas  (iii) falta  de  coordinación  entre  órganos  públicos  (iv) insuficiencia  en  personal  calificado  y  recursos  financieros  (v) presentación  de  solicitudes  incompletas,  ilegales  o  con  carácter  especulativo  (vi) influencia  de  aspectos  sociales  y  políticos  en  las  decisiones  administrativas  (vii) interposición  de  recursos  judiciales  por  terceros  afectados  (judicialización)  

 La   magnitud   de   estos   problemas   varía,   entre   otros   factores,   según   la   naturaleza   de   los  permisos,   los  órganos  públicos   involucrados,   la   región  o   zona  del  país,  el   tipo  de  proyecto,   la  empresa  recurrente  y  el  volumen  de  solicitudes  en  tramitación.  Su  solución  definitiva  involucra  diversas  reformas,  incluyendo  los  cambios  que  abordan  en  los  capítulos  3,4  y  5  de  este  informe.  A  continuación  se  proponen  otras  acciones  encaminadas  a  facilitar  la  tramitación  de  permisos.    

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   6.4  Recomendaciones      Completar  y  precisar  las  normas  y  procedimientos  administrativos    La  insuficiencia  o  falta  de  precisión  de  las  normas  es  entendible  en  un  sistema  normativo  que  ha  experimentado  un  desarrollo  explosivo  y  una   creciente   complejización  en  pocos  años.   Ello  es  particularmente  evidente  en  el  SEIA  (y   los  21  permisos  ambientales  asociados)  que  desde  que  legalmente   entró   en   vigencia   en   1997   (y   en   1994   en   forma   voluntaria)   ha   aprobado  más   de  10.000  proyectos  de  inversión.  Asimismo,  se  relaciona  con  el  establecimiento  en  breve  tiempo  de   nuevas   normas   referidas,   entre   otros,   al   bosque   nativo,   los   pueblos   indígenas,   la  preservación   de   la   biodiversidad,   los   contaminantes   atmosféricos   o   el   caudal   ecológico.   El  desarrollo  acelerado  ha  dificultado  la  generación  de  políticas  y  normas  detalladas  que  permitan  precisar  los  criterios  y  procedimientos  establecidos  por  el  legislador.  En  la  práctica,  el  SEIA  se  ha  transformado   en   un   ente   que   define   políticas   y   reglas,   supliendo   las   carencias   existentes   en  tales  materias.    La   Ley   20.417   de   2010   que   creó   la   nueva   institucionalidad   ambiental,   contiene   disposiciones  que   tienden   a   resolver   algunas   de   las   falencias   actuales,   en   particular   en   lo   referente   a   los  procesos  que  deben  seguirse  y  la  responsabilidad  de  las  entidades  públicas.  Dicha  ley  estableció  las   funciones  del  Ministerio  de  Medio  Ambiente,  el  Servicio  de  Evaluación  Ambiental   (SEA),   la  Comisión   de   Evaluación   Ambiental   (CEA),   la   Superintendencia   de   Medio   Ambiente   y   los  Tribunales  Ambientales.  Recientemente  se  ha  dictado  el  nuevo  Reglamento  del  SEIA.    A   futuro   es   indispensable   seguir   completando   y   precisando   el   significado   y   la   forma   de  aplicación  de  las  normas  ambientales  y  sectoriales.  El  informe  de  la  CADE  contiene  un  detallado  análisis  de  las  falencias  que  existen  en  materia  ambiental  y  formula  recomendaciones  concretas  que  siguen  siendo  válidas.  41  Entre  ellas  destacan  algunas  iniciativas  destinadas  a  consolidar  los  instrumentos   para   proteger   la   salud   de   las   personas,   mejorar   la   gestión   ambiental   de   los  proyectos   en   operación,   y   desarrollar   y   aplicar   metodologías   de   evaluación   ambiental  estratégica  de  escenarios  de  generación  eléctrica.    Asimismo   hay   que   seguir   desarrollando,   mejorando   o   actualizando   manuales   o   guías   que  precisen  la  forma  como  se  debe  aplicar  la  normativa  ambiental  o  sectorial  en  relación  a  temas  o  proyectos   específicos.   Esta   es   una   de   las   funciones   esenciales   del   SEA.42   Ellos   permiten  sistematizar   la   experiencia   acumulada   o,   alternativamente,   establecer   parámetros   en   áreas  donde  existe  poca  experiencia.  Por  ejemplo  pueden  mencionarse  los  siguientes  temas  donde  es  posible   avanzar   en   el   perfeccionamiento   de   guías:   proyectos   de   ERNC   (energía   geotérmica,                                                                                                                            41  Ver  Capítulo  5  sobre  “Medio  Ambiente  y  Desarrollo  Eléctrico”,  Informe  de  la  CADE,  2011.  42   Según   se   lee   en   la   página  web  del   SEA,   “Este   Servicio   cumple   la   función  de   uniformar   los   criterios,   requisitos,  condiciones,  antecedentes,  certificados,   trámites,  exigencias  técnicas  y  procedimientos  de  carácter  ambiental  que  establezcan   los   ministerios   y   demás   organismos   del   Estado   competentes,   mediante   el   establecimiento   de   guías  trámite.”  Ver  http://www.sea.gob.cl/contenido/quienes-­‐somos  

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eólica,   solar   fotovoltaica,   concentración   solar,   mini   hidroeléctricas),   descargas   de   aguas   de  enfriamiento,   caudal   ecológico,   intervención   de   bosques   de   preservación   o   protección   de   la  vegetación   xerafítica.   Debe   tenerse   cuidado,   sin   embargo,   de   no   sobrepasar   por   esta   vía   las  exigencias  específicas  que  ya  se  han  establecido  a  cada  tipo  de  proyecto.    Otras  área  donde  es  urgente  avanzar  es  la  reglamentación  del  proceso  de  consulta  a  los  pueblos  indígenas   contemplado   en   el   Convenio   Nº   169   de   la   OIT,   cuya   inexistencia   ha   derivado   en  diversas   impugnaciones   judiciales.   Debe   velarse   por   que   dicho   proceso   se   haga   en   forma  coordinada,  pero  que  no  interfiera  con  la  tramitación  de  otros  permisos  que  deben  obtener  los  proyectos   de   generación,   incluyendo   aquellos   comprendidos   en   el   SEIA   o   en   las   concesiones  eléctricas.    En  el  caso  de  las  concesiones  eléctricas,  la  reciente  aprobación  en  el  Congreso  del  Proyecto  de  Ley  de  concesiones  y  servidumbres  constituye  un  avance,  pues  debiera  agilizar  la  tramitación  de  las   concesiones  provisionales   y  definitivas,   en  especial   si   se   respetan   los  menores  plazos  que  establece  la  ley.43  Entre  otras  materias,  la  reforma  legal  acorta  los  plazos  de  tramitación,  precisa  las  observaciones  y  oposiciones  que  pueden  presentarse  y  simplifica  los  mecanismos  y  trámites  de  notificaciones,  distinguiendo   las  notariales  y   judiciales.  También  permite  dividir   la  solicitud  de  concesión,  sin  afectar  la  tramitación  ambiental  de  los  proyectos;  reemplaza  la  “comisión  de  hombres  buenos”  por  una  “comisión  tasadora”,  dotada  de  mejores  herramientas  para  cumplir  su   función;  y   fija  el  procedimiento  arbitral  para   resolver  conflictos  entre   titulares  de  distintos  tipos  de  concesión.    También   es   importante   reimpulsar   las   diversas   iniciativas   de   la   Agenda   Proinversión   y  Competitividad.   En   este   sentido   el   Gobierno   ha   anunciado   que   próximamente   presentará   al  Congreso  un  nuevo  proyecto  de  ley  que  busca  reducir  los  costos  de  tramitación  y  los  riesgos  de  judicialización  de  los  proyectos.  Se  ha  indicado  que,  entre  otras  materias,  se  perfeccionarán  el  Código   de   Aguas   para   que   la   Dirección   General   de   Aguas   (DGA)   pueda   hacer   tramitaciones  digitales,   y   la   Ley   de   Bases   del   Medio   Ambiente,   para   que   en   el   SEIA   se   puedan   resolver  consultas  previas  de  los  interesados,  por  ejemplo  de  la  empresa  o  las  comunidades  cercanas.44  Es  una  iniciativa  de  gran  importancia  que  ojalá  cuente  con  un  apoyo  político  amplio,  de  modo  que  sea  aprobada  en  un  plazo  breve  en  el  Congreso.      Velar  por  una  adecuada  interpretación  y  aplicación  de  las  normas    Para  que  la  tramitación  de  permisos  sea  expedita  no  basta  que  los  procedimientos  y  reglas  sean  claros.  Se   requiere   también  que   las  diversas  autoridades   reguladoras  y  entidades  públicas   los  apliquen  correctamente  en  coherencia  con  el  objetivo  y  contenido  de  la  norma.  Debe  tenerse  presente   que   en   general   siempre   subsistirá   un   cierto   grado   de   imprecisión   y   subjetividad,  

                                                                                                                         43  Según  se  ha  indicado  antes,  normalmente  esto  no  ha  ocurrido.    44   Ver   entrevista   al   Ministro   de   la   Secretaría   General   de   la   Presidencia,   Cristián   Larroulet,   en   edición   del   2   de  septiembre  de  2013,  sección  de  Economía  y  Negocios,  p.  B3.  

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especialmente   en   materia   ambiental,   pues   no   es   posible   conocer   y   regular   a   priori   las  peculiaridades  de  cada  proyecto.    En   el   caso   de   organismos   centralizados   que   cuentan   con   diversas   unidades   distribuidas  territorialmente,  corresponde  al  jefe  o  director  del  servicio  precisar  cómo  deben  interpretarse  las  normas   y   velar   por  que  ello   se   cumpla  en   las  dependencias  que  dirige.   Los  problemas  de  falta   de   uniformidad   en   los   criterios   administrativos   que   ocasionalmente   se   presentan   en  algunos   servicios   (así   como   otros   problemas   de   gestión)   reflejan   una   falta   de   liderazgo   y  capacidades   directivas   contraria   a   las   necesidades   actuales   del   Estado   chileno.   De   allí   la  importancia  fundamental  de  que  los  encargados  de  los  servicios  públicos  destaquen  no  sólo  por  su   calidad   técnica,   sino   también   por   sus   habilidades   directivas,   y   sean   designados  mediante  procesos  selectivos  y  exigentes,  como  los  previstos  en  el  sistema  de  alta  dirección  pública.  De  manifestarse  problemas  de   liderazgo,  corresponde  al  ministro  o  autoridad  política  adoptar   las  medidas  correctivas.    En  el  caso  de  unidades  con  dependencia  diversa,  se  requiere  precisar  y  respetar  las  obligaciones  de   cada   una,   y   actuar   de   manera   conjunta   y   coordinada   cuando   se   abordan   temas   de  responsabilidad   compartida.   En   este   sentido,   el   nuevo   reglamento   del   SEIA   contiene  disposiciones   que   ayudarán   a   ordenar   la   tramitación   de   permisos   ambientales,   pues   obliga   a  cada  servicio  a  circunscribir  su  análisis  de   los  proyectos  y  solicitudes  a  materias  propias  de  su  quehacer.    Para   limitar   la   discrecionalidad   y   asegurar   que   se   cumplan   los   procedimientos   (y   plazos)   se  requieren   mecanismos   de   control   que   promuevan   un   comportamiento   correcto   de   los  reguladores   (“accountability”).   Además   de   los   mecanismos   formales   que   establece   la   ley   -­‐incluyendo  la  apelación  a  instancias  superiores,  los  tribunales  o  la  Contraloría  -­‐  es  conveniente  contar   con   indicadores   públicos   de   desempeño   y   requerir   que   todas   las   decisiones   sean  fundadas.   Asimismo,   los   reguladores   deben   estar   sometidos   a   evaluaciones   periódicas   de  desempeño,  como  también  a  sistemas  de  incentivos  y  castigo  apropiados.      Fortalecer  la  coordinación  de  los  órganos  públicos    Al  estar  los  proyectos  de  generación  afectos  a  la  tramitación  de  un  gran  número  de  permisos  y  la   supervisión   de   diversos   órganos   públicos,   es  muy   importante   que   exista   un   alto   grado   de  coordinación  entre  ellos,  de  modo  de  asegurar  una  acción  administrativa  eficaz  y  expedita.  No  se  trata  de  invalidar  la  potestad  de  cada  servicio,  sino  de  que  el  Estado  ejerza  la  legítima  función  de  facilitar  la  concreción  de  proyectos  que  son  esenciales  para  el  desarrollo  del  país,  respetando  ciertamente  la  legislación  vigente.    Una  iniciativa  relevante  fue  la  creación  en  2010  y  bajo  el  alero  del  Ministerio  de  Economía,  del  Comité   Interministerial   de   Agilización   de   Proyectos   de   Inversión   (CAI)   el   cual   reúne   a   doce  ministros  de  Estado  o  sus  representantes  45.  Entre  sus  funciones  se  incluyen  servir  de  instancia  

                                                                                                                         45  La  entidad  fue  creada  mediante  el  Decreto  163  del  11  de  diciembre  de  2011  del  Ministerio  de  Economía.  

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coordinadora   entre   los   órganos   estatales   y   con   los   titulares   de   los   proyectos,   y   proponer  medidas   destinadas   a   agilizar   la   autorización   y  materialización  de  proyectos   de   inversión.   Sin  embargo   su   operación   ha   tenido   problemas,   incluyendo   reparos   formales   de   la   Contraloría  General  de   la  República,  pues   la  entidad  habría  excedido  su  función  asesora  y  sobrepasado   la  autonomía  de  un  servicio.46      Sin  perjuicio  de  lo  anterior,  es  indispensable  disponer  y  reforzar  de  instancias  de  coordinación  que   permitan   una   tramitación   más   expedita   de   permisos.   De   hecho   el   SEA   cumple  esencialmente   una   función   de   ese   tipo   entre   los   diversos   servicios   involucrados   en   la  tramitación  de  permisos  ambientales.  Para  hacer  más  efectiva  dicha  labor,  y  como  se  ha  hecho  en  el  pasado,  es  posible  establecer   instancias  o  “mesas  sectoriales”  abocadas  a  distintos  tipos  de   proyectos,   como   son   los   de   generación   eléctrica;   dichas   instancias   facilitan   la   acción  coordinada  y  eficiente  de  los  servicios  directamente  involucrados  en  la  tramitación  de  permisos  de  proyectos  de  un  mismo  tipo.  También  se  requiere  una  activa  coordinación  entre  las  unidades  de   distintos   servicios   en   una   región,   como  entre   ellos   y   sus   pares   en   otras   regiones.   En   este  caso,   los   gobiernos   regionales,   liderados   por   sus   intendentes   juegan   un   rol   fundamental.  Finalmente,   le   cabe   un   rol   fundamental   a   los  ministros,   en   particular   al  Ministro   de   Energía,  quien  tiene  a  su  cargo  la  responsabilidad  de  velar  por  el  buen  desarrollo  del  sector  eléctrico.  A  él   le  corresponde   liderar   los  esfuerzos  para  que   los  permisos  se   tramiten  en   forma  oportuna,  interactuando   para   tales   fines   con   los   restantes   ministros,   los   directores   de   servicio   y   las  autoridades   regionales.   La   medida   última   del   éxito   en   la   gestión   de   ese   ministerio   es   la  aprobación   de   buenos   proyectos   (incluida   en   instancia   judicial,   cuando   la   hay).   La   función  pública  es  en  gran  medida  un  trabajo  de  coordinación.      Dotar  de  adecuados  recursos  humanos  y  financieros  a  los  servicios  públicos    El   principal   problema   en   la   tramitación   de   permisos   son   las   enormes   carencias   en   recursos  humanos  y   financieros  que   los   servicios  públicos   tienen  para   cumplir   las  obligaciones  que   les  impone   la   ley.   Un   problema   generalizado   es   la   insuficiencia   en   el   número,   calidad   técnica,  experiencia   y   motivación   de   los   profesionales.   El   establecimiento   en   años   recientes   de   una  frondosa  normativa  ambiental  y  regulatoria  para  el  desarrollo  y  operación  de  nuevos  proyectos  no  ha  estado  acompañada  del  aumento  requerido  en  la  dotación  de  profesionales  calificados,  ni  en   las   remuneraciones  que   son  necesarias  para  mantenerlos   trabajando  en  el   sector  público.  Existen  casos  dramáticos  de   servicios  públicos,  especialmente  en   regiones,  donde  un  número  muy   reducido   de   funcionarios   –   a   veces   sólo   uno   -­‐   tiene   a   su   cargo   un   gran   volumen   de  proyectos,   sin   contar   con   la  experiencia  o   conocimientos  adecuados  para   resolver.  Dada  esta  realidad   lo  sorprendente  no  es  que  no   los  plazos  no  se  respeten,  sino  que  haya  casos  en  que  ellos  se  logran  cumplir.    El   problema   se   ve   agravado   por   la   falta   de   recursos   de   los   entes   públicos   para   contratar   las  asesorías,   servicios,   equipos   o   instalaciones   que   son   necesarios   para   evaluar   los   proyectos   y,  muy   especialmente,   para   verificar   el   cumplimiento   de   las   condiciones   establecidas   en   la  

                                                                                                                         46  La  Contraloría  realizó  una  investigación  sobre  la  actuación  del  CAI  en  la  aprobación  ambiental  del  Proyecto  Castilla.  

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operación.  Ello  contrasta  con  la  realidad  de  muchos  interesados,  incluyendo  grandes  empresas  generadoras,   que   gastan   muchos   millones   de   dólares   en   sus   estudios,   y   cientos   o   miles   de  millones  de  dólares  en  sus  proyectos  de  inversión.  El  país  debe  destinar  muchos  más  recursos  en  los  servicios  que  evalúan  y  supervisan  los  proyectos  de  inversión;  el  sólo  acortamiento  de  los  plazos   y   los   beneficios   que   ello   implica   para   los   consumidores,   por   ejemplo   por   la   vía   de  menores  tarifas  eléctricas,  justifica  con  creces  los  recursos  invertidos.    Finalmente  se  debe  reconocer  que  en  muchos  casos  los  cuerpos  directivos  no  cuentan  con  las  competencias  técnicas,  sociales  y  de  liderazgo  requeridas,  ya  sea  por  carencias  propias  o  falta  de   incentivos   adecuados.   La   obligación   de   un   director   no   es   sólo   (tratar   de)   cumplir  pasivamente   la   ley,   sino  emplear   su  energía   y   creatividad  para  eliminar   las   trabas  existentes,  obtener  recursos,  motivar  y  capacitar  a  sus  funcionarios,  movilizar  a  otras  entidades  públicas  e  interactuar   constructivamente   con   la   comunidad   y   los   interesados   para   que   los   proyectos  puedan  realizarse  de  manera  expedita,  respetando  las  normas  vigentes.    Hay  iniciativas  obvias  para  superar  estos  problemas.  Se  debe  contar  con  cuerpos  directivos  de  excelencia   que   tengan   las   competencias   técnicas   y   humanas   necesarias   para   liderar   servicios  que   tienen   una   tremenda   responsabilidad   en   el   desarrollo   del   país.   Sistemas   exigentes   de  selección   son   indispensables,   como   los   previstos   en   el   sistema   de   alta   dirección   pública.  Asimismo   se   requieren   remuneraciones   adecuadas   y  mecanismos   de   control   que   promuevan  una   gestión   efectiva   y   transparente   (“accountability”),   incluyendo   indicadores   de   gestión,  cuentas  públicas  y  convenios  de  desempeño.    Es  necesario  impulsar  un  programa  nacional  de  reforzamiento  y  capacitación  del  personal  de  los  servicios   públicos   involucrados   en   la   evaluación   y   supervisión   de   proyectos   de   inversión,  adecuadamente   financiado.   Dicho   programa   debe   considerar   un   levantamiento   de  disponibilidades   y   necesidades   reales   de   recursos   humanos,   por   servicios   y   regiones.   Debe  contemplar   la   existencia   de   equipos   técnicos   altamente   especializados   que   puedan   ser  compartidos  entre  distintos  servicios  o  regiones,  teniendo  en  cuenta   la  variabilidad  (ciclos)  en  los   proyectos   de   inversión.   Tiene   que   proponer   sistemas   de   selección,   incentivos,   despido   y  control   de   gestión   coherentes   con   las   funciones   desempeñadas.   Finalmente   tiene   que   incluir  programas  de  entrenamiento  que   incluyan  materias   técnicas,  discusión  de  casos  y   la  visita  de  los  funcionarios  públicos  a  obras  en  construcción  y  operación,  para  que  conocer  en  terreno  los  problemas  que  se  presentan  en  su  desarrollo.    Tiene  que  dotarse  a   los  entes  públicos  de   los   recursos  necesarios  para  contratar   los  bienes  o  servicios  necesarios  para  cumplir  correctamente  y  a  tiempo  sus  funciones.  En  el  caso  del  SEIA,  es   usual   que   los   proyectos   tengan   impactos   ambientales   cuyo   análisis   exige   capacidades   que  normalmente   no   están   disponibles   en   el   ente   público   correspondiente   o   que   están   siendo  demandadas   por   otros   proyectos.   Lo   mismo   ocurre   en   relación   a   permisos   sectoriales  vinculados,  por  ejemplo,  a  derechos  de  aguas,  impactos  costeros  o  bosque  nativos.  En  tal  caso  resulta   altamente   conveniente   contar   con   el   apoyo   de   asesores   externos   o   empresas  certificadoras  especializados  que  no   tengan  conflictos  de   interés.  Para  ello   se  puede  crear  un  registro  público.  Adicionalmente  se  puede  hacer  recaer  el  costo  de  algunas  asesorías  o  servicios  

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en  los  propios  interesados,  asegurando  que  haya  un  mecanismo  de  selección  que  desincentive  resultados  sesgados,  por  ejemplo,  dejando  dicha  decisión  en  manos  de  un  tercero  distinto  del  servicio  o  empresa  interesada.      Mejorar  la  calidad  de  las  solicitudes    La  tramitación  de  permisos  también  se  ve  afectada  porque  muchas  solicitudes  son  incompletas  y   superficiales   y   no   cumplen   los   estándares   requeridos   por   la   normativa   vigente   para   su  aprobación.   Por   ejemplo,   a   veces   los   titulares   presentan   una   declaración   ambiental   (DIA)   en  lugar  del  estudio  que  exige  la  ley.  Ante  la  disyuntiva  de  rechazar  los  proyectos,  frecuentemente  se   opta   por   solicitar   información   complementaria   (“addenda”),   realizar   análisis   por   iniciativa  propia   o   suspender   la   tramitación,   perjudicando   a   otros   proyectos   cuya   evaluación   está  pendiente.    La  mala  calidad  de  algunas  solicitudes  constituye  un  problema  serio,  no  sólo  porque  dificulta  la  aprobación   de   los   proyectos,   sino   también   porque   pone   en   duda   el   compromiso   de   sus  promotores   con   el   cumplimiento   de   las   normas   ambientales   y   sectoriales   vigentes.   Dichas  dudas   se   ven   acrecentadas   cuando   las   empresas   dependen   exclusivamente   de   consultores  externos,  cuyo  compromiso  con  el  éxito  y  buena  operación  de  los  proyectos  en  el  largo  plazo  es  muchas   veces   discutible.   Otro   problema   adicional   es   el   exceso   de   trabajo   que   experimentan  algunas  reparticiones  debido  a  la  presentación  indiscriminada  de  proyectos,  sin  tener  en  cuenta  su   urgencia   o   real   factibilidad   técnica   o   financiera.   Entre   otras   razones,   esto   ocurre   por   la  eventual  venta  que  el  interesado  puede  hacer  del  permiso  aprobado.    La   solución  de  estos  problemas  pasa,   en  primer   lugar,   por   asegurar   que   todos   las   solicitudes  tengan  una  alta  calidad,  de  modo  de  facilitar  su  tramitación  expedita.  En  este  sentido,  el  nuevo  reglamento  del  SEIA  constituye  un  avance,  pues  permite  al  director  rechazar  una  solicitud  en  un  plazo  de  40  días,  si  ésta  no  cumple  con  las  formalidades  requeridas.  También  es  positivo  que  los  permisos  ambientales  (RCA)  caduquen  después  del  algún  tiempo  (normalmente  5  años)  porque  ello  desincentiva  la  presentación  de  proyectos  con  carácter  especulativo,  aunque  por  otra  parte  ello  puede  perjudicar  a  proyectos  cuyo  retraso  se  origina  por  otras  razones.  Otra  opción  posible  es  exigir  a  los  titulares  el  pago  de  un  derecho,  ya  sea  por  la  presentación  de  un  permiso  o  por  el  tiempo  transcurrido  hasta  su  concreción,  como  en  la  práctica  se  aplica  con  las  patentes  mineras  o  los  derechos  de  aguas  no  consuntivos.    Sin  perjuicio  de  lo  anterior,  se  requiere  que  las  empresas  actúen  con  seriedad  y  profesionalismo  al  tramitar  sus  permisos,  asumiendo  un  compromiso  con  los  objetivos  sociales  que  promueve  la  normativa.    El  requisito  de  contar  con  cuerpos  directivos  y  profesionales  altamente  calificados,  recursos  financieros  suficientes,  vale  no  sólo  para   los  servicios  públicos,  sino  también  para   las  empresas.   En   definitiva,   la   tramitación   y   aprobación   de   permisos   es   una   responsabilidad  compartida  de  los  interesados  y  la  autoridad.        

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Limitar  los  incentivos  para  judicializar  los  conflictos  asociados  a  los  proyectos    Cualquier   afectado  por  una  decisión   administrativa   relacionada   con  un  proyecto  de   inversión  puede  acudir  a  tribunales.  Esta  es  una  facultad  esencial  en  un  estado  de  derecho.  El  problema  de  la  “judicialización”  se  presenta  cuando  existen  condiciones  que  favorecen  un  uso  abusivo  y  frecuente   de   esta   facultad,   ya   sea   para   invalidar   decisiones   correctas,   obtener   beneficios  improcedentes   o   paralizar   proyectos   que   cumplen   las   normas   existentes.   Entre   otras  condiciones,   la   judicialización  se  puede  producir  porque  las  normas  son  imprecisas  y  sujetas  a  interpretación,  los  procedimientos  son  injustos,  los  jueces  tienen  espacio  para  resolver  sobre  la  base  de  sus  preferencias  personales  (“activismo  judicial”)  o  las  acciones  judiciales  temerarias  no  implican    mayores  costos  a  los  recurrentes.    Existen   diversas   formas   de   limitar   la   “judicialización”   en   la   tramitación   de   los   proyectos   de  inversión.  La  primera  es  precisando  al  máximo  el  significado  de   las  normas,  pues  ello   limita  el  espacio  de  interpretación  discrecional  o  arbitraria  que  los  jueces,  así  como  los  reguladores  y  los  propios   interesados,   puede   hacer   de   las   normas   existentes.   En   tal   sentido,   las   iniciativas  tendientes  a  perfeccionar   las  normas  y  procedimientos  ambientales  y   sectoriales   -­‐.ya   sea  por  vía  legal  o  reglamentaria-­‐  antes  indicados  debieran  reducir  la  judicialización.    Otra  forma  de  limitar  la  judicialización  es  mediante  la  creación  de  instancias  especializadas  de  resolución   de   conflictos   asociados   a   decisiones   administrativas.   Estas   instancias   han   probado  ser  muy  efectivas  en  la  solución  de  divergencias  sobre  tarifas  y  otras  regulaciones  en  el  sector  eléctrico   (mediante   el   “Panel   de   Expertos”)   como     también   en   telecomunicaciones,   servicios  sanitarios  y   concesiones  de  obras  públicas   (mediante  comisiones  de  expertos,   conciliadoras  o  arbitrales).  Es  de  esperar  que   la   reciente  creación  de   los  Tribunales  Ambientales  contribuya  a  resolver   de  manera   expedita   y   técnicamente   correcta   las   divergencias   que   se   originan   en   el  SEIA.      Una  tercera  vía  de   limitar   la   judicialización  es  asegurando  que   las  decisiones  de   los  tribunales  estén  sujetas  a  revisión  en  instancias  superiores  o  al  escrutinio  público.  La  revisión  en  instancias  superiores  está  contemplada  en  nuestro  marco   jurídico,  pero  obviamente  no  aplica  a   la  Corte  Suprema,   entidad   que   ha   debido   resolver   varios   conflictos   relacionados   con   la   tramitación  ambiental   de   proyectos   de   generación   eléctrica.   Al   respecto   se   ha   propuesto   avanzar   en   la  implementación   de   sistemas   de   control   de   desempeño   y   rendición   de   cuenta   que   permitan  premiar   o   reprender   a   los   jueces   según   la   calidad   de   sus   decisiones,   tanto   en   los   aspectos  cuantitativos   como   cualitativos.47   Esto   parece   correcto,   pues   en   un   sistema   democrático  procede  que  todas  las  autoridades  públicas,  incluyendo  ciertamente  a  los  jueces,  estén  sujetas  al  control  de  la  ciudadanía.  Al  respecto  existen  interesantes  experiencias  en  otros  países.    Por  último  se  debe  velar  por  que  la  presentación  infundada  o  temeraria  de  recursos  judiciales  tenga  un   costo  para  quienes   los  presentan,   teniendo  en   cuenta  el   perjuicio  que  dicha   acción  

                                                                                                                         47     Ver   “Acountability   y   activismo   judicial”   en   Temas   Públicos   Nº   1.080   de   Libertad   y   Desarrollo,   “21   de  

septiembre  de  2012.  

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puede   tener   no   sólo   para   la   parte   recurrida,   sino   también   para   la   sociedad.   En   parte,   dicho  costo  se  puede  atenuar  ya  sea  mediante   la  no  acogida  de  causas   inverosímiles,   la  tramitación  expedita   de   las   causas   acogidas     o   el   uso   restrictivo   de   medidas   precautorias   destinadas   a  paralizar   proyectos   correctamente   realizados.   Aun   así   corresponde   que   los   potenciales  recurrentes  ponderen  el   riesgo  de   tener  que  soportar  el   costo  de  su  acción   judicial   si  esta  es  especulativa  o  temeraria.          

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   7.  Sistemas  de  transmisión  eléctrica      El  entrabamiento  de  proyectos  de  inversión  no  ha  sido  un  fenómeno  privativo  del  segmento  de  generación.  Los  proyectos  de  transmisión  eléctrica  están  corriendo  similar  suerte,  lo  que  agrava  y  dificulta   la   solución  de   los  problemas  que  el  país  experimenta  en  materia  de   suministro.   La  reactivación   de   las   inversiones   en   centrales   generadoras   de   base   exige   resolver   a   su   vez   los  obstáculos  que  enfrenta  la  expansión  de  los  sistemas  de  transmisión.    Las   trabas   a   las   inversiones   en   transmisión   se   expresan   de   diversas   formas,   incluyendo   la  extensión  excesiva  de   los  plazos  de  aprobación  y  ejecución  de  nuevas   líneas  y   subestaciones,  mecanismos   engorrosos   para   establecer   servidumbres   y   negociar   compensaciones   con   los  propietarios   de   los   terrenos   afectados,   y   la   oposición   ciudadana   a   algunos   proyectos  específicos.  Todo  ello  ocasiona  una  gran   incertidumbre   respecto  de   los   costos  y  plazos  de  un  proyecto  de  esta  índole.    Las  consecuencias  de  este  problema  para  los  consumidores  son  múltiples.  En  el  corto  plazo,  se  observa  que  los  precios  de  la  electricidad  en  el  SIC  se  encuentran  frecuentemente  desacoplados  por  cuellos  de  botella  en  los  sistemas  de  transmisión.  Esto  significa  que  el  precio  en  el  norte  del  SIC  es  muy  superior  al  del  centro,  el  que  a  su  vez  es  muy  superior  al  del  sur  del  SIC  (a  partir  de  la  subestación   de   Charrúa).   Dicho   de   otra   forma,   en   los   próximos   años   probablemente   sobrará  energía  “barata”  desde  Charrúa  al  sur,  la  que  no  podrá  ser  transportada  a  la  zona  centro  y  norte  del   sistema,  hasta  en   tanto  no  entren  en   servicios   las  nuevas   líneas   licitadas,   cuya  puesta  en  servicio   se   prevé   en   2018,   si   no   sufren   atrasos   adicionales.   En   el   largo   plazo,   importantes  proyectos   energéticos   que   aumentarían   la   oferta   y   a   la   vez   incrementarían   la   competencia   a  través  de  la  entrada  de  nuevos  actores  al  mercado  de  la  generación,  pueden  ver  dificultada  su  concreción,  pues  no  está  aún  decidida  la  disponibilidad  de  transmisión  para  inyectar  su  energía  a  los  principales  nodos  del  SIC.48  Pero  efectivamente  esa  ampliación  podría  terminarse  después  del  proyecto.    Felizmente  según  se  indicó  en  el  Capítulo  6  sobre  permisos  administrativos,  se  ha  alcanzado  un  acuerdo   legislativo   en   torno   al   proyecto   de   ley   sobre   concesiones   y   servidumbres   de  transmisión  eléctrica  que  permitirá  agilizar  diversos  trámites  relacionados  con  el  desarrollo  de  ese  tipo  de  proyectos,  en  la  medida  que  los  nuevos  plazos  establecidos  para  la  tramitación  de  diversos   permisos   y   procedimientos   efectivamente   se   cumplan.49   Este   es,   sin   duda,   un   paso  

                                                                                                                         48     Es  el   caso,  por  ejemplo,  del  proyecto  de   regasificación  de  GNL  y  generación  eléctrica   llamado  Octopus,  a   ser  

localizado  en  la  Octava  Región  de  Concepción.  Es  posible  que  en  las  próximas  revisiones  anuales  del  Estudio  de  Transmisión  Troncal  (ETT)  se  proponga  ampliar  sistema  para  posibilitar  el  proyecto,  pero  aún  así  los  tiempos  de  concreción  serán  inciertos.  

49    En  el  capítulo  6  se  indican  los  elementos  más  importantes  del  acuerto  alcanzado.  Se  debe  señalar,  sin  embargo,  que  muchos  de  los  plazos  establecidos  en  la  legislación  referidos  a  tramitación  de  concesiones  no  se  han  estado  cumpliendo  de  parte  de  la  autoridad  competente..  

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positivo   en   la   facilitación   del   desarrollo   de   proyectos   que   amplíen   la   oferta   de   transmisión   y  también  mantengan  condiciones  adecuadas  de  continuidad  y  seguridad  de  servicio.    Sin  perjuicio  de  lo  anterior,  hay  un  tema  clave  que  ha  quedado  pendiente  de  solución  y  del  cual,  entre   otros   temas,   se   hacía   cargo   el   quizás  mal   llamado   “Proyecto   de   Carretera   Eléctrica”,50  cuya   viabilidad   política/legislativa   hoy   se   ve   baja.   Se   trata   del   aspecto   relacionado   al  establecimiento  de  franjas  de  servidumbre  en  amplias  zonas  del  país  en  las  que  la  acción  de  un  inversionista   actualmente   se   ve   fuertemente   limitado.   En   relación   al   establecimiento  de   esas  franjas,  hay  ciertos  conceptos  contenidos  en  el  referido  proyecto  legislativo  que  pueden  tener  un  impacto  positivo.  En  particular,  es  el  caso  del  concepto  de  Franjas  Troncales,  las  que  pueden  hacer  más   viables   futuros   proyectos   que   cruzan   zonas   de   alta   complejidad   social   (como   por  ejemplo,  la  Línea  500kV  Charrúa-­‐Puerto  Montt)    Los  plazos  necesarios  para  contar  con  una  línea  de  transmisión  troncal,  desde  el  momento  en  que  se  adjudica  la  obra  hasta  su  puesta  en  servicio,  son  cada  vez  más  extensos.  Las  tres  nuevas  líneas  220  kV  troncales  construidas  entre  2005  y  2011  han  entrado  en  servicio  con  atrasos  de  18  meses  en  relación  con  su  fecha  de  puesta  en  servicio  definida  en  el  correspondiente  decreto  de  adjudicación.   La   nueva   línea   500   kV   Ancoa-­‐Alto   Jahuel,   adjudicada   en   2009   a   la   compañía  española  Elecnor,  ya  solicitó  un  aumento  de  plazo  de  12  meses  para  completar   la  obra.  En   la  tabla  siguiente  se  presentan  los  datos  de  estas  cuatro  líneas.    

Ejemplos  de  atraso  en  construcción  de  líneas  de  transmisión  troncales  Línea  de  Transmisión   Longitud  (km)   Plazo  original  

(meses)  Plazo  real  (meses)  

Charrúa-­‐Cautín  220  kV   200   37   56  El  Rodeo-­‐Chena  220  kV   20   31   49  Nogales-­‐Polpaico  220  kV   90   24   42  Ancoa-­‐Alto  Jahuel  500  kV   260   39   51  (en  

construcción)    Por  esta  razón,  a  partir  de  2011   la  CNE  ha  considerado  plazos  de  60  meses  en   las   licitaciones  internacionales  para  nuevas  líneas  de  transmisión  troncal  y  de  66  meses  para  líneas  en  la  zona  sur  (línea  220  kV  Pichirropulli-­‐Ciruelos)  del  SIC.    Dependiendo   de   la   extensión   y   de   las   zonas   geográficas   que   abarque   un   nuevo   sistema   de  transmisión,   se   puede   señalar   que   el   plazo   de   construcción   es   relativamente   acotado   y   del  orden  de  tres  años.    Sin  embargo,   los  plazos  de  tramitación  y   la  estimación  de   los  costos  son  inciertos  en  lo  que  se  refiere  a  todo  el  proceso  previo,  que  implica  obtener  los  derechos  de  paso  (servidumbres)  a  través  de  los  terrenos  cubiertos  por  el  trazado  de  la  línea  y  la  aprobación  del  

                                                                                                                         50     El   nombre   del   proyecto   sugiere   el   establecimiento   de   una   gran   franja   a   lo   largo   de   todo   el   país   (similar   en  

concepto  a  la  Ruta  5)  en  circunstancias  que  está  orientado  a  resolver  el  establecimiento  de  diversas  franjas  de  servidumbre   y   de   atender   la   necesidad   de   diseñar   proyectos   con   la   holgura   suficiente   para   absorber   los  requerimientos  de  crecimiento,  de  seguridad  y  estabilidad  de  servicio  de  largo  plazo.  

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Estudio  de  Impacto  Ambiental,  incluyendo  los  permisos  sectoriales,  donde  intervienen  distintas  instancias  gubernamentales.    La  definición  del  trazado  de  las  líneas  muchas  veces  se  ve  alterada  por   razones   de   carácter   ambiental,   por   oposición   de   los   propietarios   de   los   predios   o   de   las  comunidades  o  grupos  de  interés  específicos,  motivados  en  algunos  casos  por  fines  meramente  especulativos.    Cabe   destacar   que   solamente   a   partir   del   Estudio   de   Transmisión   Troncal   (ETT)   de   2010   y   la  consecuente   revisión   del   plan   de   expansión   en   2011,   la   CNE   aprobó   el   desarrollo   de   nuevas  líneas  de  transmisión,   incorporando  trazados  con  visión  de  largo  plazo,  a  través  del  desarrollo  de  un  nuevo  sistema  de  500  kV  desde  Polpaico  (Región  Metropolitana)  hasta  Cardones  (Región  de  Atacama)  y  del  desarrollo  de  nuevas  líneas  de  220  kV  con  estructuras  de  doble  circuito,  con  tendido  del  primer  circuito.    El   desarrollo   del   sistema   de   transmisión   en   base   a   horizontes   breves   de   planificación   tiene  claros   impactos   negativos   desde   un   punto   de   vista   ambiental   y   también   social   y   económico.  Esto  es  evidente  por  cuanto  se  trata  de  un  sector  con  grandes  economías  de  escala  en  que  unas  pocas   líneas  de  mayor  capacidad  podrían  reemplazar  a  muchas  de  menor  capacidad,  a  menor  costo.  Además,  con  este  reemplazo  se  evita  la  tramitación  y  el  pago  de  múltiples  servidumbres  de  paso,  y   la   intervención  ambiental  de  múltiples  áreas,  transmitiendo  la  misma  potencia  que  podría   hacerse   con   sólo   una   línea.   Para   ejemplificar   esto,   a   continuación   se   presenta   una  comparación  gráfica  y  económica  de  un  diseño  de  la  zona  norte  del  SIC  que  pudo  haber  estado  en  servicio  en  2013  si  se  hubiera  adoptado  una  visión  de  largo  plazo  del  sistema  de  transmisión  y  los  proyectos  se  hubieran  concretado  a  tiempo.  No  obstante,  esta  obra  recién  fue  licitada  en  2011,  adjudicada  en  2012  y  se  espera  que  entre  en  servicio  en  el  año  2018.    

                                   

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Las  incertidumbres  en  los  costos  y  los  plazos  para  la  obtención  de  los  permisos,  se  traducen  en  que  los  proponentes  traspasarán  estos  mayores  costos  esperados  (más  altos  e  inciertos)  en  las  ofertas   de   las   nuevas   obras   troncales,   cuyo   valor   anual   de   transmisión   por   tramo   VATT   se  compromete  por  20  años.      Por   lo   tanto,   un   tema   de   gran   relevancia   a   ser   abordado   con   un   esquema   de   colaboración  público-­‐privada   es   el   desarrollo   de   los   trazados   que   se   requerirán   para   las   nuevas   líneas   de  transmisión  troncales  de  gran  potencia,  con  una  visión  de   largo  plazo.  Las  nuevas   líneas  a  ser  desarrolladas  ya  han  sido  identificadas  en  los  estudios  de  planificación  anual  coordinados  por  la  CNE,   donde   destaca   la   necesidad   de   iniciar   la   construcción   de   una   nueva   línea   de   500   kV   (o  alternativamente  ampliaciones  en  220  kV)  entre  las  subestaciones  Charrúa  y  Puerto  Montt,  en  el  sur  del  SIC.  El  desarrollo  del  próximo  ETT  debería  considerar  un  proceso  de  planificación  en  base   a   escenarios   energéticos   que   permita   identificar   las   diversas   alternativas   de   generación  (considerando   su   tecnología,   localización   y   fecha   más   probable   de   entrada)   posibles   de  desarrollar  para  cubrir  el  crecimiento  esperado  de  la  demanda  eléctrica.  En  el  desarrollo  de  las  alternativas   se   debe   incluir   la   posibilidad   de   que   los   trazados   de   nuevas   líneas   troncales  permitan   conectar   recursos   de   energías   renovables   no   convencionales   (ERNC)   localizados   en  zonas  alejadas  del   trazado  del   sistema   troncal   actual.  De  esa   forma  podrían  hacerse   factibles  proyectos   ERNC   que   de  manera   individual   probablemente   no   pueden   financiar   una   línea   de  transmisión.   Asimismo,   se   evita   el   daño   ambiental   que   producen   la   multitud   de   líneas   de  trasmisión   que   se   requiere   para   conectar   cada   uno  de   los   proyectos   de   ERNC  de   una  misma  cuenca  al  sistema  troncal,  en  circunstancias  que  todos  ellos  podrían   inyectar  usando  sólo  una  línea  común.    En  función  del  contexto  descrito,  estimamos  pertinente  formular  las  siguientes  propuestas  para  ser  consideradas  en  un  proyecto  de   ley  sustitutivo  o  complementario  al  de  “Carretera  Pública  Eléctrica”:    Recomendaciones:    

7. Recuperar  el  concepto  de  Estudio  de  Franja  Troncal  (EFT),  contratado  por  el  Estado  para   definir   los   trazados   de   nuevas   líneas   troncales   y   algunas   radiales.   Así   la  definición  de  los  trazados  de  las  nuevas  líneas  se  deberá  realizar  con  anticipación  a  la  licitación  de  su  construcción  y  operación,  pudiéndose  declarar  que  algunos  proyectos  son  de  “interés  público”.      

8. La  planificación  de  nuevas  líneas  troncales  debe  considerar  holguras  suficientes  para  períodos   de   planificación   de   a   lo   menos   20   años,   teniendo   en   cuenta   el   interés  nacional  y  el  potencial  de  desarrollo  energético  de  cada  zona.  

 9. Dichas  holguras  debieran  ser  financiadas  con  algún  mecanismo  de  estampillado  (i.e.  

por   la   demanda)   mientras   existan,   y   por   las   centrales   que   se   vayan   conectando,  conforme  ello  se  dé  en  el  tiempo.  

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10. Establecer   un   mecanismo   de   participación   ciudadana   anticipada   para   validar   los  nuevos  trazados  a  nivel  de  las  comunidades  y  de  la  sociedad.    

11. Velar  por  que  la  concesión  o  la  franja  de  servidumbre  sea  suficientemente  amplia  y  flexible   para   que   las   ampliaciones   (cambio   de   conductores   o   adición   de   segundos  circuitos)  no  impliquen  una  renegociación  íntegra  de  la  servidumbre  de  paso.    

12. Permitir  que   los  decretos  de  concesión  de  transmisión  permitan  que  un  porcentaje  de   las   torres   se  puedan   relocalizar   (por   ejemplo,   un   rango  de   tolerancia  de  20%  o  25%)   dentro   de   una   cierta   distancia,   o   alternativamente,   que   se   puedan   mover  dentro  del  área  del  buffer  medioambiental  previamente  aprobado.  

     

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   8.  Licitaciones  de  suministro  de  distribuidoras    Si   bien   las   medidas   recomendadas   en   el   documento   permitirán   reactivar   las   inversiones   en  centrales  de  generación  de  base  para  satisfacer  el  crecimiento  de  toda  la  demanda,  tanto  la  de  clientes   libres   como   la  de   clientes   regulados,   en  esta   sección   se  aborda  específicamente  esta  última   a   través   de   propuestas   de   perfeccionamiento   de   las   licitaciones   de   suministro   de   las  empresas  distribuidoras.      8.1  Introducción    En  nuestro  primer   informe  se  presentó  una  propuesta  para  el  diseño  de  las   licitaciones  de  los  suministros  de  energía  de   las   empresas  distribuidoras   en  el   período  2013-­‐2019.   Corresponde  ahora   abocarse   al   diseño   de   las   licitaciones   para   cubrir   los   consumos   regulados   que   se  originarán   a   partir   de   2020.   Dada   la   magnitud   del   consumo   involucrado,   estas   licitaciones  pueden   jugar   un   papel   fundamental   en   la   reactivación   de   las   inversiones   en   centrales  generadoras  de  base  (y  de  otro  tipo)  y  el  fortalecimiento  de  la  competencia  en  el  sector.        8.2  Objetivos  de  diseño    La   segunda   licitación   (o   grupo   de   licitaciones)   cuyo   suministro   comenzaría   a   partir   de   2020  debiera   ser   convocada   en   el   corto   plazo,   en   atención   a   los   largos   períodos   que   hoy   toma   el  desarrollo  de  nuevos  proyectos  de  generación  de  gran  escala.      

Objetivos  de  la  Convocatoria  2:  2020  en  adelante    a) Cubrir   la  demanda  no  contratada  de  EEDD  desde  2020  en  adelante;  esta  demanda  no  

contratada  tendrá  dos  o  tres  orígenes:  - Contratos  de  suministro  que  vencen  a  partir  de  2020,  - Crecimientos  anuales  de  la  demanda  de  las  EEDD  a  partir  de  2020  y  - Eventualmente,  energías  correspondientes  a  contratos  vencidos  previo  a  2020  y  

que  no  lograron  ser  adjudicadas  en  el  período  2013-­‐2019.  b) Estimular  y  facilitar  la  inversión  en  nueva  capacidad  de  generación,  especialmente  la  de  

base,  pero  también  de  otros  tipos,  a  partir  de  2020.  c) Estimular   la   competencia   por   la   vía   de   facilitar   la   llegada   de   nuevos   entrantes   al  

mercado  de  la  generación,  en  particular  en  el  SIC.        8.3  Diseño  de  la  convocatoria  del  Período  2020  en  adelante    Como   señalamos  en  nuestro  primer   informe,   el   diseño  de  una   licitación  de   suministro  de   los  consumos  regulados  debe  hacerse  cargo  al  menos  de  los  siguientes  aspectos  fundamentales:  

  76  

 a) Tamaño  del  (los)  bloque(s)  en  términos  de  la  energía  y  potencia  que  debe  suministrarse  

en  cada  periodo;  b) Duración  del  (los)  bloque(s);  c) Precio   ofertado   por   cada   bloque,   sus   eventuales   límites   y   fórmulas   o   parámetros   de  

indexación  aplicables.    Todo   lo   anterior   es   sin   perjuicio   de   la   necesidad   de   que   las   bases   y   los   procesos   licitatorios  permitan  verificar  la  solvencia  de  los  proponentes,   la  seriedad  de  sus  ofertas,  el  otorgamiento  de  garantías  adecuadas  y  la  existencia  de  la  capacidad  de  generación  comprometida  o  bien  de  los  proyectos  de  generación  a  partir  de  las  cuales  se  abastecerán.      8.4  Tamaño  total  del  bloque  a  licitar    En   los   gráficos   siguientes   puede   apreciarse   la   magnitud   del   total   de   energía   y   potencia   que  deberá   cubrirse   bajo   contrato   en   dos   escenarios:   (i)   que   logre   adjudicarse   el   100%   de   las  licitaciones  del  período  2013-­‐2019,  (ii)  que  logre  adjudicarse  sólo  un  50%    de  las  licitaciones  del  período   2013-­‐2019.   Estos   dos   escenarios   se   plantean   en   atención   a   que   ciertos   generadores  incumbentes  habrían  manifestado   la  posibilidad  de  no  presentar  ofertas  en   las   licitaciones  ya  lanzadas  por  las  distribuidoras.    

   Desde   luego,   la   suerte   que   sigan   las   licitaciones   ya   lanzadas   por   las   distribuidoras   por   las  energías   no   cubiertas   del   período   2013-­‐2019   impactará   significativamente   lo   que   deba  adjudicarse  a  partir  de  2020.  En  cualquier  caso,  los  volúmenes  a  adjudicar  a  partir  de  2020  son  de  gran  magnitud.                

 -­‐

 2.500

 5.000

 7.500

 10.000

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Potencia  a  licitar  para  futuros  contratos  EEDD

100%  adjudicación  1as  licitaciones50%  adjudicación  1as  licitaciones

 -­‐

 10.000

 20.000

 30.000

 40.000

 50.000

 60.000

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Energía  a  licitar  para  futuros  contratos  EEDD

100%  adjudicación  1as  licitaciones50%  adjudicacióm  1as  licitaciones

  77  

Para  entender  qué  parte  de  esta  energía  y  potencia  puede  dar  realmente  origen  a  nueva  oferta  de  generación,   es  necesario  desagregar   las   cifras   anteriores  entre  aquello  que   corresponde  a  contratos  que   vencen   y   aquello  que   corresponde  a   crecimiento.   Ello   puede  apreciarse   en   los  gráficos  siguientes:  

                       

   Vista  en  términos  de  potencia,  la  demanda  a  licitar  a  partir  de  2020  es  la  que  se  muestra  en  los  gráficos  siguientes.    

                     

   Del  análisis  anterior,  pueden  extraerse  las  siguientes  conclusiones:    a. Si  bajo  las  condiciones  actuales  resulta  incierto  que  se  adjudiquen  las  licitaciones  por  1.600  

MW   ya   lanzadas   (período   2013-­‐2019),   el   problema   será   tanto   mayor   y   más   complejo   a  partir  de  2020  cuando   las   licitaciones  equivalgan  a  potencias  de  entre  6.000  MW  y  7.000  MW  (medidas  a  mitad  de  período);    

b. En  el  período  analizado,  los  crecimientos  de  las  distribuidoras  sin  contrato  acumularán  un  total  de  entre  1.500  MW  y  2.000  MW;  esta  potencia  deberá  provenir  de  nueva  capacidad,  en   su   mayoría   de   centrales   de   base   puesto   que   el   consumo   de   las   distribuidoras   se  

225  

493  

987  

1.57

5  

2.38

2  

3.33

5  

4.37

7  

5.44

4  

6.51

2  

7.57

9  

8.64

7  

5.58

9  

6.93

9   13.249

 

16.399

 

22.485

 

26.537

 

29.022

 

29.737

 

29.737

 

29.737

 

29.737

 

 -­‐

 5.000

 10.000

 15.000

 20.000

 25.000

 30.000

 35.000

 40.000

 45.000

2020 2022 2024 2026 2028 2030

Proyección  de  Demanda  de  EEDD  no  cubierta  por  contratos100%  adj  1eras  licitaciones  -­‐ Energía  (GWh)  Período  2020-­‐2030

Vencimientos  futurosVencidos  y  Crecimiento

496  

1.02

5  

1.76

9  

2.60

0  

3.64

9  

4.84

3  

6.12

7  

7.43

6  

8.74

6  

10.055

 

11.365

 

12.326

 

13.676

 

19.986

 

23.136

 

29.222

 

33.274

 

35.759

 

36.474

 

36.474

 

36.474

 

36.474

 

 -­‐

 10.000

 20.000

 30.000

 40.000

 50.000

 60.000

2020 2022 2024 2026 2028 2030

Proyección  de  Demanda  de  EEDD  no  cubierta  por  contratos50%  adj  1eras  licitaciones  -­‐ Energía  (GWh)  Período  2020-­‐2030

Vencimientos  futurosVencidos  y  Crecimiento

87  

180  

311  

456  

641  

850  

1.07

6  

1.30

5  

1.53

5  

1.76

5  

1.99

5  

2.16

4  

2.40

1   3.50

8  

4.06

1   5.13

0   5.84

1  

6.27

7  

6.40

3  

6.40

3  

6.40

3  

6.40

3  

 -­‐

 1.000

 2.000

 3.000

 4.000

 5.000

 6.000

 7.000

 8.000

 9.000

2020 2022 2024 2026 2028 2030

Proyección  de  Demanda  de  EEDD  no  cubierta  por  contratos100%  adj  1eras  licitaciones  -­‐ Potencia  (MW)  Período  2020-­‐2030

Vencimientos  futurosVencidos  y  Crecimiento

39  

87  

173  

277  

418  

585  

768  

956  

1.14

3  

1.33

1  

1.51

8  

981  

1.21

8   2.32

6  

2.87

9   3.94

7   4.65

8  

5.09

5  

5.22

0  

5.22

0  

5.22

0  

5.22

0  

 -­‐

 1.000

 2.000

 3.000

 4.000

 5.000

 6.000

 7.000

 8.000

2020 2022 2024 2026 2028 2030

Proyección  de  Demanda  de  EEDD  no  cubierta  por  contratos100%  adj  1eras  licitaciones  -­‐ Potencia  (MW)  Período  2020-­‐2030

Vencimientos  futurosVencidos  y  Crecimiento

  78  

distribuye  a   lo   largo  de   las  24  horas  del  día.   Las   tecnologías   con  entrega   intermitente  no  pueden  hacerse  cargo  por  sí  solas  de  esta  demanda,  pues  sólo  operan  como  complemento  de  ciertas  centrales  de  base.  

 c. Si  no  se  facilita  la  entrada  de  centrales  de  base  que  puedan  cubrir  el  crecimiento  previsto,  

entonces   no   sólo   los   precios   spot   tenderán   al   costo   variable   de   centrales   térmicas  ineficientes   y   contaminantes   (turbinas   o  motores   diésel,   250   –   300  USD/MWh)   sino   que  además  la  energía  de  base  que  se  libere  de  contratos  existentes  –  entre  5.000  MW  y  6.000  MW   -­‐   difícilmente   querrá   contratarse   con   precios   techo   habiendo   precios   spot   de   esa  magnitud.  

   8.5  Duración  de  los  bloques  a  licitar    A  diferencia  de  lo  que  ocurre  en  el  período  2013-­‐2019,  no  es  necesario  en  este  caso  dividir  el  período   2020   en   adelante   en   sub-­‐segmentos.   En   el   primer   caso,   se   preveía   un   período   de  mucha   incertidumbre   y   volatilidad   de   precios   spot   hasta   la   potencial   llegada   de   GNL   con  contratos   de   largo   plazo   a   partir   de   2017.   En   este   segundo   período,   debiera   ser   posible  conseguir  contratos  de  suministro  y  regasificación  de  GNL  con  entregas  desde  el  comienzo  (i.e.  2020).      En  cuanto  a  la  duración  de  los  bloques  a  licitar,  puede  haberlos  de  distintos  largos  en  función  de  los   objetivos   que   se   persigan.   Es   sabido,   por   ejemplo,   que   los   contratos   de   suministro   y  regasificación  de  GNL  son  más  ventajosos  cuanto  más  largos  son.  Por  ello,  debiera  preverse  una  porción  significativa  de  la  energía  a  licitar  en  contratos  de  15  años  de  duración,  el  máximo  que  la   ley   permite   para   el   suministro   de   distribuidoras.   Esto   es   válido   tanto   para   capacidad   de  generación  en  base  a  gas  natural  existente  como  para  eventuales  nuevas  centrales  que  amplíen  la  oferta  del  sistema.    Por  otra  parte  no  es  conveniente  comprometer  toda  la  demanda  con  contratos  de  largo  plazo  porque   ello   dificultaría   la   entrada   de   nuevos   competidores   en   el   futuro,   resultando   más  conveniente   programar   una   renovación   sucesiva   de   contratos.   Asimismo,   para   empresas   con  capacidad   eficiente   ya   amortizada,   contratos   demasiado   largos   pueden   ser   un   disuasivo.   En  consecuencia,   una   porción   de   la   demanda   se   debería   asignar   a   contratos   más   breves,   con  períodos  de  entre  5  y  10  años.      8.6  Laminación  de  los  bloques    El  tamaño  de  cada  bloque,  en  términos  de  GWh/año,  debiera  ser  tal  que  en  un  extremo  permita  que   centrales  pequeñas  puedan   contratarse   y   así   conseguir   financiamiento  y,   en  el  otro,  que  centrales   grandes  puedan  asegurarse  un  volumen  de  venta   tal  que  puedan   cumplir   el  mismo  objetivo.  Proyectos  de  centrales  grandes  –  incluyendo  ciclos  combinados  a  gas  natural,  grandes  

  79  

hidroeléctricas  o  térmicas  a  carbón  -­‐  sólo  competirán  en  la  medida  que  el  esquema  de  licitación  les  permita  asegurarse  un  off-­‐take  tal  que  permita  su  financiamiento.    Esto   significa   que   deberían   ofrecerse   bloques   probablemente   a   partir   de   50   GWh/año   hasta  2.400  GWh/año.  Los  primeros  debieran  ser  sumables  por  los  oferentes.      8.7    Precio  ofertado  por  cada  bloque,  sus  eventuales  límites  y  fórmula(s)  o  parámetro(s)  de  

indexación  aplicable(s)    La  LGSE  establece  que  el  único  criterio  de  asignación  de  contratos  debe  ser  el  precio  ofertado.  Sin   embargo,   los   oferentes   pueden   proponer   distintas   fórmulas   de   indexación,   dentro   del  conjunto  de  parámetros  definidos  en  las  Bases  de  Licitación.      Uno  de  los  objetivos  señalados  al  comienzo  de  este  capítulo  es  no  sólo  conseguir  un  aumento  de   la  base   instalada  de  generación,   sino   también  procurar  que   las   licitaciones  que  se  diseñen  faciliten  la  llegada  de  nuevos  entrantes  al  mercado.  Estos  últimos  enfrentan  un  riesgo  distinto  que   un   incumbente,   por   cuanto   si   este   último   sufre   un   retraso   en   la   entrada   de   su   nueva  central,  podrá  abastecer  el  contrato  en  base  a  la  capacidad  que  tiene  en  sus  otras  centrales  o  bien  comprando  desde  el  mercado  spot.  Un  nuevo  entrante  no  tiene  esta  opción.      Dados  los  enormes  obstáculos  que  existen  hoy  en  el  desarrollo  de  proyectos  que  normalmente  devienen   en   grandes   atrasos,   para   un   nuevo   entrante   el   tener   que   entregar   energía   a   todo  evento   en   una   fecha   determinada   a   un   precio   fijo   puede   ser   un   riesgo   imposible   de   tolerar.  Considerando   esta   situación,   parece   necesario   buscar   algún   mecanismo   que   le   dé   a   nuevos  proyectos  un  grado  de  flexibilidad  en  la  fecha  o  condiciones  de  suministro  de  los  contratos  que  suscriban.  Las  condiciones  bajo  las  cuales  estimamos  que  ello  debiera  operar  son  las  siguientes:    

a. El   atraso   tolerable   debiera   tener   un   límite.   Ese   límite   debiera   razonablemente   ser   no  menos  de  12  meses  y  no  más  de  18;  

b. El  mecanismo  de   flexibilidad  debiera  gatillarse  si  y   sólo  si   las  causas  del  atraso  no  son  imputables  al  actuar  (negligente  u  otro)  del  generador;  

c. El  generador  beneficiado  con  el  mecanismo  de  flexibilidad  no  debiera  lucrar  de  él;  por  el  contrario,   debiera   establecerse   una  multa   diaria   por   atraso   proporcional   a   la   energía  comprometida   en   el   contrato   que   está   siendo   abastecida   a   través   de   compras   en   el  mercado  spot.  En  síntesis,  siempre  debiera  resultarle  sustancialmente  más  conveniente  tener  su  central  inyectando  que  operar  bajo  este  régimen  de  excepción.  

 Respecto  del  punto  b.,  es  necesario  que  se  definan  de  manera  precisa  las  causales  que  habilitan  al   generador   a   recurrir   al  mecanismo   flexible.  A  modo  de  ejemplo,   éstas  podrían   ser:   (i)   RCA  favorable   impugnada   judicialmente,   o   (ii)   paralización   de   la   construcción   de   la   central   por  acciones  de  terceros.  Sería  recomendable  que  para  la  aplicación  del  mecanismo  de  flexibilidad,  el  generador  deba  solicitarlo  a  un  ente  independiente,  como  por  ejemplo,  el  Panel  de  Expertos  y  que  sea  éste  el  que  resuelva  en  última  instancia.  Esa  solicitud  debiera  además  hacerse  con  la  

  80  

antelación   correspondiente,   a   lo   menos   12   meses   antes   del   inicio   del   suministro   según   el  contrato.    El  mecanismo   flexible   que   proponemos   es   permitir   la   indexación   a   costos  marginales   por   un  período   acotado   de   tiempo   (hasta   18   meses   a   partir   de   la   fecha   de   inicio   de   suministro  establecida  en  el  contrato  respectivo)  y  permitir  que,  dentro  de  ese  período,  el  oferente  pueda  transar  en  el  mercado  spot  con  el  objeto  de  comprar  la  energía  requerida  por  las  distribuidoras  que   son   sus   clientes.   En   cualquier   caso,   el  mecanismo   se  extinguiría   automáticamente   con   la  puesta  en  marcha  de  su  central.      Se   asume   que   los   clientes   sometidos   a   regulación   de   precio   de   la   distribuidora   que   se   vea  sometida  transitoriamente  a  esta  indexación  sentirán  el  efecto  de  manera  muy  atenuada  en  la  medida  que  operará  el  mecanismo  de  sociabilización  previsto  en  el  artículo  157  del  DFL  N.4.    Entendemos   la   aplicación   de   precio   spot   a   los   suministros   de   las   distribuidoras   como   una  situación  muy   excepcional   pues   no   está   en   el   espíritu   de   la   ley   que   los   clientes   sometidos   a  regulación   de   precios   estén   expuestos   a   la   volatilidad   que   tienen   los   costos  marginales.   Esto  debiera  permitirse  sólo  en  períodos  y  en  situaciones  muy  excepcionales  como  la  que  se  señala  aquí  o  el  período  2013-­‐2016  conforme  se  propuso  en  nuestro  primer  informe.  Sin  embargo,  la  aplicación  que  aquí   se  propone  puede   ser  un  elemento   clave  de  mitigación  de   riesgo  para   la  adición   de   nueva   capacidad,   y   más   importante   aún,   para   promover   la   llegada   de   nuevos  entrantes   con   grandes   centrales   de   base   que   puedan   competir   con   los   generadores  incumbentes.  Por  ello,   creemos  que   los  beneficios  que   se  derivan  de  otorgar  esta   flexibilidad  superan  los  costos  y  riesgos  de  otorgarla.    Se   estudió   también   la   posibilidad   de   rescindir   automáticamente   el   contrato   en   caso   que   el  generador  adjudicado  no  pudiera  desarrollar  su  proyecto  por  causas  atribuibles  a  terceros  (por  ejemplo,  el  rechazo  de  so  EIA).  Sin  embargo,  además  de  no  estar  previsto  en  la  ley,  estimamos  que  esto  abre  un  espacio  de  incertidumbre  para  las  distribuidoras  que  no  es  tolerable  dado  el  esquema  regulatorio  en  que  operan.      8.8     Tratamiento  de  los  suministros  no  adjudicados    Debido   a   la   estrechez   de   oferta   de   generación   de   base   prevista   para   los   próximos   años,   en  particular   en   el   período   2013-­‐2020,   cabe   la   posibilidad   de   que   una   parte   significativa   de   las  licitaciones   ya   lanzadas   por   las   empresas   distribuidoras   no   resulte   adjudicada.   Si   luego   de  seguido   el   procedimiento   para   re   licitar   establecido   en   el   DFL   4   esta   situación   no   cambia,  entonces   la   autoridad   debería   implementar   un  mecanismo   similar   a   aquel   que   se   estableció  mediante   la   promulgación  de   la   Ley   20.018  de   19.05.2005.  Nos   referimos   específicamente   al  artículo  3  transitorio  de  ese  cuerpo  legal.          

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8.9   Transparencia  de  la  información    A   la   luz   de   los   problemas   que   se   han   suscitado   en   el   último   tiempo   relativos   al   descalce  existente   entre   los   consumos   de   ciertas   EEDD   y   la   demanda   prevista   en   sus   contratos   de  suministro  parece  necesario  buscar  vías  para  que  estas  situaciones  se  minimicen  en  el   futuro.  En  efecto,  estos  descalces  tienen  como  resultado  que  haya  holguras  contractuales  para  algunas  EEDD   que   están   consumiendo   menos   de   lo   que   se   previó   a   la   fecha   de   adjudicación   de   su  contrato  mientras  que  otras  carecen  de  contrato.  Esto  ha  dado  pie  para  la  dictación  reciente  de  una  resolución  de  la  SEC  altamente  controversial,  cuya  legalidad  está  siendo  impugnada  y  con  resultados   inciertos.   En   cualquier   caso,   no   parece   que   esta   solución   sea   la   mejor   en   una  perspectiva   de   mercado   de   largo   plazo   pues   aumenta   los   niveles   de   incertidumbre   para   los  generadores  que  participan  en  los  procesos  de  licitación  de  las  EEDD.    Al   licitarse   los   suministros,   es   conveniente   que   las   EEDD   pongan   a   disposición   de   los  generadores  en   las  bases  de   licitación  una  estadística   suficientemente   larga  de   las  demandas  por  cada  punto  de  retiro  y  antecedentes  que  justifiquen  sus  proyecciones  de  demanda  en  esos  mismos   puntos   durante   el   período   que   dure   el   contrato   licitado.   Así   podrán   los   generadores  evaluar  el  riesgo  que  asumen  cuando  se  comprometan  a  abastecer  el  100%  de  la  demanda  de  las   EEDD   a   todo   lo   largo   del   plazo   contractual.   Asimismo,   parece   recomendable   buscar  esquemas  que  minimicen   los   incentivos  de   las  EEDD  de  sobre  contratarse   (para  evitar  quedar  descubiertas  en  el  futuro),  pues  ello  encarece  el  precio  de  las  ofertas  y  bloquea  energía  que  en  el  futuro  no  estaría  disponible  para  ser  puesta  disposición  de  otros  contratos  con  clientes  libres  o   incluso   con   las   mismas   EEDD.   Una   vía   posible   es   que   las   proyecciones   de   demanda   que  presente  la  distribuidora  en  las  bases  de  licitación  sean  revisadas  por  la  CNE  idealmente  en  base  a  estudios  contratados  con  consultoras  o  centros  académicos  de  prestigio.      8.10     Diseño  de  bloques  ad-­‐hoc  para  centrales  de  entrega  intermitente  o  compromisos  sólo  

en  base  a  energía  mensual    Como  parte  del  debate  sobre  el  diseño  de  las  licitaciones  de  suministro  para  las  distribuidoras,  hay  quienes  han  planteado  que  éstas  debieran  hacerse  sólo  en  base  a  compromisos  mensuales  de  energía,  sin  comprometer  potencia.  Esto  sería  un  diseño  altamente  conveniente  para  ciertos  tipos  de   centrales   ERNC  que   sólo  entregan  energía  durante  una   ventana  horaria   limitada,   las  que   de   comprometer   potencia   durante   todo   el   día   (siguiendo   la   curva   de   consumo   de   las  distribuidoras)  se  verían  obligadas  a  intermediar  en  el  mercado  spot.  Es  el  caso,  por  ejemplo,  de  las  centrales  solares  fotovoltaicas  que  actualmente  entregan  su  producción  en  una  ventana  de  5  a  8  horas  en  promedio.  Evidentemente  las  ERNC  de  suministro  continuo  como  las  centrales  de  biogás,   geotérmicas   y   solares   con   acumulación   no   requieren   que   se   modifique   el   esquema  actual.    En   primer   lugar   es   pertinente   señalar   que   la   intermediación   en   el   mercado   spot   es   una  condición  a  la  que  están  expuestas  todas  las  centrales  generadoras,  no  sólo  aquellas  de  ERNC,  cuando   suscriben   contratos   de   suministro   con   clientes   libres   o   regulados.   Centrales  

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hidroeléctricas  de  pasada,  grandes  o  pequeñas  e  incluso  las  hidroeléctricas  de  embalse  cuando  no  son  despachadas  se  ven  obligadas  a  intermediar  en  el  mercado  spot.  En  este  contexto,  cabe  analizar  si   sería  beneficioso  para  el  cliente   regulado  el  permitir  que   las  ERNC  se  eximieran  de  esta   obligación   y   no   entregaran   la   energía   conforme   éstos   la   demandan,   comprometiéndose  sólo   durante   las   horas   en   que   producen.   Para   que   ello   sea   posible,   las   centrales   de   base   -­‐  hidroeléctricas,  de  carbón  o  de  gas  natural  –  tendrían  que  reducir  sus  compromisos  durante  las  horas   de   producción   de   las   ERNC   y   aumentarlo   cuando   éstas   no   operan   (la  mayor   parte   del  tiempo).   Planteado   de   otra   forma,   la   pregunta   pertinente   es   si   en   ese   escenario,   el   costo  agregado  de  suministro  es  mayor  o  menor  que  uno  en  que  no  se  discrimina  favorablemente  a  una   tecnología   por   sobre   otra   permitiéndole   producir   sólo   en   las   horas   en   que   es   más  competitiva.    Para  responder  esa  pregunta  recurrimos  aun  ejemplo  estilizado  de  un  mercado  en  el  que  sólo  hay  dos  generadores  -­‐  uno  ERNC  solar  fotovoltaico  (FV)  y  otro  de  ciclo  combinado  a  gas  natural  (CC-­‐GN)   –   y   una   sola   empresa   distribuidora.   Entre   ambos   tienen   que   suministrar   a   la  distribuidora  un   volumen  anual   de   energía  de  4.800  GWh.   La   central   solar   FV   tiene  un   costo  medio  de  producción  de  100  USD/MWh  en  sus  horas  de  producción  mientras  que  aquella  de  CC-­‐GN   tiene  uno  de  120  USD/MWh  durante   las   24  horas  del   día,   incluido  en   ambos   casos   el  costo   de   capital.   La   ERNC-­‐solar   FV   puede   suministrar   1.600  GWh  mensuales   pero   sólo   en   un  período  de  8  horas  entre   las  9  y   las  17  horas  de  cada  día.  La  CC-­‐GN  puede  suministrar   las  24  horas  del  día   los  4.800  GWh  mensuales.  Parecería  de  toda  obviedad  adjudicar   los  1.600  GWh  mensuales  a  la  ERNC-­‐solar  FV  y  el  saldo  –  3.200  GWh  mensuales  -­‐    a  la  CC-­‐GN  para  obtener  un  costo   agregado   de   suministro   (promedio   ponderado)   de   113,33   USD/MWh.   El   ejemplo   se  aprecia  gráficamente  en  la  figura  conceptual  siguiente.    

  83  

Suministro posible a distribuidora: ERNC solar FV y CC-GN

Sin  embargo,  si  la  CC-­‐GN  se  ve  forzada  a  generar  sólo  durante  el  67%  del  tiempo,  entonces  no  podrá  ofrecer  los  mismos  precios  que  si  genera  el  100%  del  tiempo,  pues  tendrá  que  amortizar  su  inversión  produciendo  un  33%  menos.  Si  el  efecto  de  una  menor  venta  esperada  sobre  sus  precios  fuera  lineal,  entonces  tendría  que  aumentarlos  en  un  50%  para  mantener  la  viabilidad  de   su   proyecto.   Así   entonces,   habría   suministro   a   100   USD/MWh   durante   las   horas   en   que  genera   la   ERNC-­‐solar   FV   y  180  USD/MWh  en   las   restantes  horas  producidos  por   la  CC-­‐GN.   El  precio  promedio  ponderado  de  ese  escenario  sería  de  153  USD/MWh,  bastante  superior  a  aquel  que  se  daría  en  el  escenario  en  que  la  CC-­‐GN  abastece  el  contrato  de  la  distribuidora  el  100%  del  tiempo,  lo  que  se  ilustra  en  la  figura  siguiente.      

Alternativas  de  suministro  en  base  a  una  tecnología  o  a  una  combinación  de  dos      

                   

   El   ejemplo   anterior   (conceptual   pero   con   costos   cercanos   a   los   reales)   ilustra   de   manera  estilizada  el  mayor  costo  para  los  usuarios  de  forzar  el  suministro  con  un  tipo  de  tecnología  en  las  horas  en  que  es  más  competitiva  en  detrimento  de  otra  tecnología,  menos  competitiva  en  

0 24

120

9 17

Suministro  con  CC-­‐GN  24  horasPrecio  promedio:  USD  120/MWh

0 24

100

9 17

Suministro  con  ERNC  Solar  FV  8  horasPrecio  promedio:  USD  100/MWh

Sólo  durante  las  8  horas  en  que  tiene  producción  propia

0 24

120

9 17

Suministro  con  CC-­‐GN  24  horasPrecio  promedio:  USD  120/MWh

0 24

180

9 17

100

Suministro  combinado  CC-­‐GN  (16  horas)/ERNC  Solar  FV  (8  horas)Precio  promedio  ponderado:  USD  153/MWh

153

  84  

esas  horas  pero  más  competitiva  durante  las  24  horas.  Lo  probable  es  que  el  costo  agregado  de  suministro  de  ese  contrato  aumente.      En  el  mundo  real  de  múltiples  generadoras  y  clientes,  si  se  privilegia  a  una  tecnología  por  sobre  otra,  aquella  que  debe  restarse  de  vender  en  las  horas  en  que  la  otra  produce  se  verá  forzada  a  vender  su  producción  al  mercado  spot  a  un  precio  difícil  de  prever.  Habrá  entonces  una  central  que   tiene   precios   garantizados   en   todas   las   horas   en   que   genera   y   otra   que   los   tiene  garantizados  en  algunas  y  no  en  otras.  Es  indudable  que  esta  segunda  central,  enfrentada  a  esa  incertidumbre,   penalizará   los   precios   ofrecidos   por   sobre   lo   que   es   su   costo   medio   de  producción.   Hay   que   tener   presente   que   esa   incertidumbre   es   tanto   mayor   por   cuanto   la  proliferación  de  centrales  cuya  tecnología  se  privilegia  hará  que  los  precios  spot  probablemente  se  vean  fuertemente  deprimidos  justamente  en  las  horas  en  que  generan,  coincidiendo  con  los  lapsos  durante  los  cuales  las  otras  tecnologías  se  forzarían  a  vender  en  el  mercado  spot.    En  todo  caso,  cabe  señalar  que  el  problema  podría  mitigarse  parcialmente  en  la  medida  que  se  incorporen   distintas   fuentes   de   generación   sustentable   cuyas   producciones   no   estén  perfectamente  correlacionadas.  Así,  por  ejemplo,  si  un  parque  eólico  concentra  su  producción  en   un   horario   nocturno,   al   considerarlo   junto   a   una   granja   fotovoltaica   es   posible   tender   a  aplanar   la  producción  conjunta  de  ambos.  Si  bien  en  teoría  en  estos  casos   los  promotores  de  estos  proyectos  complementarios  debieran  poder  coordinarse  y  realizar  ofertas  conjuntas,   los  costos  de  transacción  pueden  dificultar  su  concreción.      En  el  debate  sobre   la   licitación  de  suministro  de   las  distribuidoras   relativo  a   reglas  especiales  para   la   participación   de   ERNC   se   han   planteado,   entre   otras,   dos   alternativas   que   merecen  particular   atención.   La   primera   de   ellas   es   que   las   licitaciones   establezcan   sólo   compromisos  mensuales   de   entrega   de   energía   a   un   precio   determinado.   La   segunda   es   que   las   ERNC   se  comprometan  no  sólo  a  una  cantidad  de  energía  y  un  precio,  sino  también  a  un  perfil  horario  preciso  para  su  entrega  a  la  distribuidora  (i.e.  a  una  curva  de  carga  horaria).    A  continuación  se  analiza  cada  una  de  estas  alternativas  y  se  formulan  propuestas  en  la  materia.    1. Licitación  basada  sólo  en  compromisos  de  entrega  mensual  de  energía    Sobre  esta  posibilidad,  deben  tenerse  presente  las  siguientes  consideraciones:    

a. Los  generadores  de  base  -­‐  hidroeléctricos,  carbón  o  gas  -­‐  no  sabrán  cuáles  ERNC  serán  adjudicados  ni  en  qué  cantidad  y,  por  tanto,  a  qué  horas  serán  priorizados  en  los  retiros.  Por   lo   tanto,   el   generador   de   base   enfrentaría   un   alto   nivel   de   incertidumbre   que   lo  expone  a  transar  en  una  cantidad  desconocida  en  el  mercado  spot  a  un  precio  también  muy  difícil   de   prever.   Probablemente   ello   lo   llevará   a   ofrecer   precios   sustancialmente  más  altos  o  derechamente  a  no  presentar  presentar  ofertas;    

  85  

b. No  habría  claridad  de  cómo  se  asignan  los  retiros  de  la  distribuidora  en  cada  nudo  y  hora  -­‐   cuánto   a   las   ERNC   y   cuánto   a   los   otros   generadores   -­‐     creando   un   espacio   para  potenciales  disputas.  

 En  base  a  estas  dos  consideraciones  se  concluye  que  esta  modalidad  debe  ser  descartada  pues  o   bien   conducirá   a   precios   de   suministro  más   altos   para   las   distribuidoras   o   bien,   a   que   no  pueda  contratarse  la  totalidad  de  la  demanda  de  éstas.      2. Licitación   basada   en   compromisos   de   entrega   horaria   de   energía   en   función   de   la  

producción  propia  de  cada  central  o  grupo  de  centrales    Esta  modalidad   conduciría   a   que   los   aportes   de   las   ERNC   y   del   resto   de   los   generadores   se  traduzcan  en  compromisos  a  firme  dentro  de  bloques  horarios  predefinidos,  de  manera  que  se  despejan  algunos  espacios  de  incertidumbre  para  todos  los  generadores  y  en  particular,  para  los  de  base.  Sin  embargo,  sigue  existiendo  el  problema  de  recortar  la  venta  de  algunos  generadores  en   favor  de  otros,   transfiriendo  a   los  primeros   la   exposición  al  mercado   spot   en  una  porción  relevante  del  tiempo.  Además,  la  dimensión  de  dicha  exposición  seguiría  siendo  una  incógnita,  pues   sólo   lo   sabrían  una   vez   adjudicada   la   licitación  en   función  de   cuánto   fue   asignado  a   las  tecnologías   favorecidas  y  en  cuáles  de   los  bloques  horarios  pre-­‐definidos   (i.e.   la  magnitud  del  recorte   en   esos   bloques   sólo   se   conocerá   ex-­‐post).   A   menos   que   se   efectúe   un   diseño   que  considere  adecuadamente  estas   situaciones,   como  el  que   se  plantea  a   continuación,  permitir  ofertas  de  este  tipo  conducirá  a  mayores  precios  agregados  para  el  consumidor  residencial  y/o  a  una  adjudicación  incompleta  de  sus  requerimientos  de  energía.      3. Alternativa  recomendada:  principios  generales    La  opción  que  menos  complejidad  y  menos  distorsiones  genera  es  lo  que  se  ha  venido  aplicando  hasta  ahora,  es  decir  una  licitación  en  que  todos  los  oferentes  deben  seguir  la  curva  de  carga  de  las   distribuidoras   y   atenerse   a   las   mismas   reglas,   privilegios   y   obligaciones.   Además,   esta  solución  no  expone  a   las  distintas   tecnologías  a   comparaciones   incompletas  o  distorsionadas,  donde  unas  pueden  aparecer  como  de  menor  costo,  pero  sólo  en  algunas  horas,  frente  a  otra  de  mayor  costo,  pero  presente  en  todas  las  horas.  En  este  esquema,  las  tecnologías  con  entrega  variable   de   energía   deben   buscar   acuerdos   con   generadores   de   otros   tipos   con   el   objeto   de  “aplanar”   su   curva   de   entregas,   con   lo   cual   se   transparenta   su   verdadero   costo   para   un  suministro   continuo   y   se   permite   presentar   ofertas   competitivas   y   compatibles   con   los  requerimientos  de  los  clientes  residenciales.    Abrir   la   posibilidad   de   ofrecer   en   bloques   horarios   específicos   conlleva   grandes   riesgos   y  complejidades,  tanto  para  los  generadores  como  para  los  consumidores.  No  por  nada,  éste  no  es  un  esquema  que  uno  observe   frecuentemente  en  otros  países.   Lo  usual  es  que  cuando   se  construyen  bloques  diferenciados  (por  ejemplo  punta  y  fuera  de  punta)  estos  sean  horizontales,  es  decir,  cubren  las  24  horas  del  día.    

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 Por  lo  tanto,  se  estima  que  el  sistema  actual,  en  su  esencia  debe  mantenerse.  Ello  sin  perjuicio  de   explorar   vías   y   esquemas   para   que   tecnologías   de   entrega   variable   –   eólica   y   otras   -­‐   o  intermitente   –   solar   –   puedan   complementarse   mutuamente   y   con   otras   tecnologías   para  “aplanar”  su  curva  de  entregas  y  así  participar  en  los  bloques  licitados  por  las  distribuidoras.    Cualquier   sistema   que   se   diseñe   para   estas   licitaciones   en   que   participan   distintos   tipos   de  tecnología,  a  nuestro  juicio,  debe  contemplar  necesariamente  los  siguientes  principios:      

a. No  debe  favorecerse  una  tecnología(s)  específica(s)  en  detrimento  de  otra(s),  pues  ello  tiende  a  incrementar  el  costo  agregado  de  suministro,  perjudicando  al  consumidor  final;  asimismo,  tiende  a  desincentivar  o  poner  trabas  al  desarrollo  de  ciertos  tipos  de  energía,  en  particular  a  las  de  base.  

b. Si   se   abriera   la   opción   de   perfil   de   entregas   parciales   (en   algunas   horas   del   día,  solamente)  entonces  éstas  deben  ser  a   firme  a  nivel  de  compromisos  horarios.  Dichos  bloques  horarios  debieran  ser  poco  numerosos  y  ser  predefinidos  por  las  distribuidoras.  Los  generadores  participantes  debieran  obligadamente  presentar  ofertas  por  cada  uno  de   los   bloques   predefinidos   por   las   distribuidoras   y   los   que   quieran   podrán  adicionalmente   presentar   ofertas   atadas   por   un   subconjunto   o   por   todos   los   bloques  predefinidos  de  manera  de  cubrir  las  24  horas.    

c. Las   empresas   distribuidoras   deberán   buscar   entre   todas   las   ofertas   recibidas   la  combinación  que  permita   llenar  su  curva  de  demanda,  minimizando  el  costo  agregado  de  suministro51.  Sólo  las  ofertas  de  entregas  parciales  que  en  combinación  con  las  otras  ofertas   permitan,   primero,   llenar   la   curva   de   demanda   y,   segundo,   reducir   el   costo  agregado,  serán  adjudicadas.  De  este  modo  la  licitación  podría  servir  como  mecanismo  para  hacer  un  “pool”  de  ofertas  con  bajos  costos  de   transacción.  Asimismo,  permitiría  aprovechar   las   oportunidades   de   complementación   entre   ERNC,   pero   sólo   si  efectivamente  mejoran  los  resultados  de  la  licitación.  

d. Todos  los  generadores  adjudicados,  en  proporción  a  su  participación  en  el  volumen  total  adjudicado  en  cada  bloque  horario,  deben  asumir   la  varianza  en  el  consumo  real  de   la  distribuidora  versus  el  proyectado  (separando  bloques  base  y  de  crecimiento).  

           

                                                                                                                         51     Esto significa que, por ejemplo, una oferta adjudicada puede ser más cara que otra adjudicada

pero cuyo perfil de entrega no permite llenar adecuadamente la curva de carga de la distribuidora.

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ANEXO  1.  PERMISOS  APLICABLES  A  PROYECTOS  DE  GENERACION  ELECTRICA    El   Estudio   “Identificación   de   Dificultades   en   la   Tramitación   de   Permisos   de   Proyectos   en   el  Sector   Eléctrico”   realizado  en  2010  por   la   empresa  Medio  Ambiente   y  Gestión   S.A.   (MG)  por  encargo  del  Ministerio  de  Energía   identificó  21  permisos   sectoriales  ambientales  asociados  al  SEIA   y   35   permisos   sectoriales   específicos   agrupados   en   7   categorías..   Los   permisos   son   los  siguientes:    

(1) Sistema  de  Evaluación  de  Impacto  Ambiental  (SEIA)    -­‐ descarga  de  aguas  sometidas  a  jurisdicción  nacional  -­‐ trabajo  en  o  alrededor  de  monumentos  históricos  -­‐ excavaciones  de  carácter  arqueológico,  antropológico  paleontológico  -­‐ afectación  de  zona  típica  -­‐ afectación  de  santuario  de  la  naturaleza  -­‐ transporte  de  materiales  radioactivos  -­‐ extracción  de  ripio  y  arena  de  cauces  de  ríos  y  esteros  -­‐ obras  destinadas  al  tratamiento  o  disposición  final  de  residuos  industriales  o  mineros  -­‐ obras  destinadas  al  tratamiento  o  disposición  final  de  desagües  o  aguas  servidas  -­‐ obras  destinadas  al  tratamiento  o  disposición  final  de  basuras  y  desperdicios  -­‐ calificación  industrial  -­‐ pesca  de  investigación  -­‐ cambio  de  uso  de  suelo  -­‐ recolección  de  huevos  y  crías  con  fines  científicos  o  de  reproducción  -­‐ caza  y  captura  de  animales  protegidos  -­‐ acueductos,  embalses  y  sifones  -­‐ corte  de  bosque  -­‐ corte  de  alerce  -­‐ corte  de  araucanía  -­‐ corte  de  queule  y  otros  -­‐ obras  de  regularización  y  defensa  de  cauces  naturales    

(2) Concesiones  y  servidumbres:    

-­‐ solicitud  directa  de  concesión  de  exploración  de  energía  geotérmica  -­‐ licitación  pública  de  concesión  de  exploración  de  energía  geotérmica  -­‐ concesión  eléctrica  definitiva  -­‐ concesión  marítima  mayor  -­‐ compra  de  bienes  fiscales  -­‐ arriendo  de  bienes  fiscales  -­‐ concesión  de  uso  oneroso  de  bienes  fiscales  (directa)  

 (3) Legislación  de  Aguas  

 -­‐ constitución  de  derechos  de  aprovechamiento  de  aguas  -­‐ autorización  de  construcción,  modificación,  cambio  y  unificación  de  bocatomas  

 

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(4) Flora  y  Fauna    

-­‐ autorización  para  corte  de  determinadas  especies:  tamarugo,  algarrobo,  chañar,  guayacán,  olivillo,  carbonillo,  espino,  boldo,  maitén,  litre,  bollén  y  quillay  (siempre  que  no  constituyan  bosque)  

 (5) Patrimonio  y  Pueblos  Indígenas  

 -­‐ autorización  de  permutas  de  tierras  indígenas    

(6) Sanitario    

-­‐ autorización  sanitaria  para  tratamiento  y/o  disposición  final  de  RILES  no  peligrosos  -­‐ autorización  de  sistemas  de  abastecimiento  de  agua  potable  -­‐ compensación  de  emisiones  de  fuentes  fijas  (RM)  -­‐ compensación  de  emisiones  MP  y  SO2  de  establecimientos  regulados  -­‐ declaración  de  emisiones  de  fuentes  fijas  -­‐ autorización  almacenamiento  temporal  de  residuos  peligrosos    

(7) Urbanismo  y  Vialidad    

-­‐ Permiso  de  edificación  -­‐ Aprobación  de  anteproyecto  de  edificación  -­‐ Aprobación  de  anteproyecto  de  edificación  -­‐ Certificado  de  informaciones  previas  -­‐ Recepción  final  de  obra  -­‐ Patente  municipal  -­‐ Ocupación  de  caminos  públicos  para  transporte  de  maquinaria  con  sobredimensión  -­‐ Ocupación  de  caminos  públicos  para  transporte  de  maquinaria  con  sobrepeso  -­‐ Acceso  a  caminos  públicos  (no  concesionados)  -­‐  Acceso  a  caminos  públicos  (concesionados)  -­‐ Uso  de  la  faja  fiscal  en  caminos  públicos  

 (8) Seguridad  

 -­‐ declaración  de  instalación  eléctrica  interior  -­‐ declaración  de  instalaciones  de  combustibles  líquidos  -­‐ declaración  de  instalación  de  centrales  térmicas  (a  gas)  -­‐ almacenamiento  de  explosivos  (consumidor  ocasional)  -­‐ almacenamiento  de  explosivos  (consumidor  habitual)  -­‐ transporte  de  explosivos