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Paralización del desarrollo eléctrico: amenazas y oportunidades

SystepPareciera ser que el rechazo en el país al desarrollo de los proyectos de generación (y también las dificultades en transmisión) se estuviera transformando en algo sistemático, lo que afectaría seriamente cualquier política de desarrollo de la matriz de abastecimiento eléctrico que se quiera implementar.

Llámeselo judicialización, politización, o asígnesele otro nombre, se evidencia una mayor dificultad, y mayor oposición al desarrollo de la infraestructura eléctrica, sea convencional o no convencional (hubo oposición en los últimos años a una central de geotermia, a una de biomasa y a una eólica), y se están encontrando los mecanismos judiciales para detener los procesos de construcción. Ejemplos no faltan: Barrancones (540 MW, carbón), Castilla (2.100 MW, carbón), Hidroaysén (2.750 MW, hidro), Cuervo (640 MW, hidro), Chiloé (112 MW, eólica), Achibueno (30+105 MW, hidro de pasada), Tatio (40 MW, geotérmica) y Pichidegua (35 MW, biomasa), por citar los que han llamado más la atención. Esto, en condiciones en que la demanda crece fuertemente y no hay suficiente capacidad instalada para abastecerla, requiriendo importantes inversiones.

Resulta fundamental entonces buscar mecanismos que permitan agilizar los procesos de evaluación y posterior construcción de nueva infraestructura. Que no entren en conflicto normativas nacionales con locales, que los procedimientos de evaluación sean técnicos y no políticos, que se encuentre los mecanismos para lograr una activa participación ciudadana, etc. No se trata de relajar normas, nuestro país decidió ser muy exigente con, por ejemplo, la generación térmica, con estrictos límites de emisión. Pero sí que los procesos de evaluación de esas exigencias otorguen, de ser positivas las evaluaciones, las certezas jurídicas de no ser impugnadas posteriormente.

Para salir de esta crisis se debe adecuar la legislación y normativas correspondientes de evaluación y aprobación (o rechazo si corresponde) de infraestructura eléctrica, que eviten los problemas que se están enfrentando. Es en esencia una responsabilidad del gobierno y del Congreso hacer esos ajustes. Un primer paso en esa dirección es la reciente propuesta legislativa del gobierno sobre concesiones eléctricas. Otra acción anunciada es la de hacer coherentes la normativa ambiental, las consultas ciudadanas y la ley indígena.

A continuación revisamos el estado actual del sistema, dadas las restricciones hídricas y algunos de los desarrollos recientes en términos de procesos de aprobación de infraestructura.

Estado actual del sistema

El mes de Abril fue muy complejo para el Sistema Interconectado Central (SIC), con un costo marginal alcanzando un valor promedio de 268 US$/MWh en la barra Quillota 220 (Figura 1). Éste es el valor más alto que ha promediado el SIC desde el mes de Abril de 2008, el cual se explica por la disminución de 10,8% en el aporte conjunto de la generación hidráulica y eólica, la cual fue absorbida por generación térmica en base a GNL y diesel (Figura 2).

A final del mes de Abril fue anunciada la prórroga del decreto de racionamiento, decisión anticipada por la industria. Pese a que durante las últimas semanas se produjeron las primeras precipitaciones de la temporada en la zona central, según la Dirección Meteorológica de Chile se mantiene un déficit de precipitaciones de 60% en la cuenca de Santiago. Se prevé que el SIC se mantendrá en un estado ajustado por su dependencia de los ciclos hidrológicos, con una incertidumbre que se mantendrá en el corto plazo.

Prórroga del decreto de racionamiento

El Decreto Supremo N°38 del Ministerio de Energía prorrogó el decreto de racionamiento en el SIC hasta el 30 de Agosto de 2012. Los argumentos tomados en consideración por las autoridades para decretar la prórroga del racionamiento coinciden con los planteamientos anteriores en cuanto a lo siguiente:

• Escasez de precipitaciones pese a la tendencia a la retirada del fenómeno de La Niña informada por la Dirección Meteorológica de Chile.

• Bajo nivel de los embalses.

• Retrasos en la entrada en operación de las centrales Santa María y Bocamina II.

Nueva ley de concesiones enviada al Congreso

Consciente de las dificultades en el desarrollo de infraestructura eléctrica, y en particular de las redes de transmisión, el Ministerio de Energía ingresó en Abril al Congreso un proyecto que modifica la Ley General de Servicios Eléctricos para mejorar el sistema de concesiones eléctricas, cuyos aspectos importantes se resumen a continuación.

El proyecto de las concesiones eléctricas se enmarca dentro de la Estrategia Nacional de Energía (ENE) y de la Carretera Eléctrica Pública, ambos programas del gobierno creados a partir de los planteamientos de la Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico (CADE) y la Comisión Ciudadana-Técnico-Parlamentaria (CCTP). Cabe destacar que la CADE identificó el limitado desarrollo de la infraestructura de transmisión como una barrera para lograr mejores niveles de competencia en el sector de generación, y para el ingreso de mayores volúmenes de energías renovables no convencionales.

Los antecedentes que justifican el proyecto ingresado al poder legislativo radican en la importancia de las concesiones eléctricas, fundamentalmente para el transporte y distribución de energía. Se han detectado excesivos retrasos por la judicialización de la tramitación de los proyectos y la tardanza experimentada por la industria en la obtención de los permisos. Respecto a este punto, el proyecto de ley señala que los 120 días máximos de tramitación, en la práctica “los proyectos han tardado (..) un promedio de 138 días desde el ingreso de su solicitud de concesión, en el caso de centrales de generación hidroeléctrica; 290 días en el caso de proyectos de transmisión eléctrica, y 554 días tratándose de proyectos de distribución eléctrica”. De esta forma, el proyecto de ley tiene dentro de sus objetivos:

• Adecuar los plazos máximos de tramitación

• Reducir las vías de notificación para un trámite más expedito

• Actualizar los procedimientos a las nuevas tecnologías utilizando registros electrónicos

• División de la solicitud de concesión para proyectos de gran envergadura

• Explicitar las causas de rechazo de la concesión eléctrica, derivando las observaciones medioambientales o turísticas fuera del ámbito de la concesión

• Cambio de “comisión de hombres buenos” por “comisión tasadora”

Otro problema detectado por la autoridad es la subutilización de la concesión provisional como herramienta para el desarrollo de los proyectos. Ésta otorga un plazo máximo de dos años para la realización de estudios en la concesión, pero los requisitos para solicitarla no difieren en mayor medida de la concesión definitiva. Según el proyecto, esto ha provocado que “en el caso de licitaciones para construcción y operación de líneas del sistema troncal, las propuestas se hagan sin estudios previos, con traspaso de la incertidumbre asociada al usuario final en la forma de un sobrecosto adicionado al valor de inversión ofertado”. Se espera simplificar los requisitos de la concesión provisional y que ésta pueda servir para mejorar los estudios de impacto ambiental.

Dentro de las modificaciones a destacar está la posibilidad de dividir la solicitud de concesión para proyectos de gran envergadura, separando los tramos ya tramitados con aquellos en conflicto y de esta forma acceder a la servidumbre que otorga la ley. Este podría significar un punto significativo para la tramitación de grandes proyectos de generación, que requieran extensos sistemas de transmisión. Por una parte se mantiene el legítimo derecho de los afectados, pero se separan de los tramos tramitados con éxito.

También el proyecto hace explícitas las alegaciones de carácter concesional, trasladando fuera del ámbito de la concesión eléctrica las causas medioambientales o turísticas. Actualmente ocurre que la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) debe procesar estos requerimientos, lo que provoca retrasos en la concesión por motivos que, según el proyecto de ley, jurídicamente carecen de elementos para prosperar.

Finalmente, es destacable el cambio en el procedimiento para el acuerdo económico entre las partes involucradas, modificando la “comisión de hombres buenos” por una “comisión tasadora”. Haciendo uso de las nuevas herramientas computacionales, esta comisión será integrada por profesionales en un registro electrónico de acceso abierto y transparente. Además la autoridad podrá asignar más de una comisión para que practiquen el avalúo de las indemnizaciones. De esta forma se mejora el procedimiento de tasación, derivando las reclamaciones según el código de procedimiento civil.

Ahora habrá que esperar el paso por el Congreso para su promulgación. Ya han surgido críticas de grupos opositores por considerar que la iniciativa busca imponer procedimientos de rápida evaluación de proyectos y otorgamiento de concesiones, que de hecho están en la esencia del cambio.

El atraso de Central Cuervo

La aprobación ambiental y subsecuente paralización del proyecto de Central Cuervo es otro capítulo de las dificultades que enfrentan los desarrollos de infraestructura eléctrica en el país.

Central Cuervo es la primera de tres centrales hidroeléctricas, según lo indica Energía Austral, empresa matriz del proyecto, de propiedad de las australianas Origin Energy y Xstrata. Será una central hidroeléctrica con embalse, ubicada aproximadamente a 45 km al noroeste de Puerto Aysén, que aprovechará el potencial hidroeléctrico del río Cuervo, con una inversión de US$733 millones. La empresa indica que la central generará una energía media anual de 3.750 GWh, lo que permitirá desplazar más de 1,4 millones de toneladas de dióxido de carbono del SIC al año.

El proyecto fue presentado al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) en agosto de 2009, con diversas rondas de observaciones y consultas de distintos servicios públicos y organizaciones ciudadanas, recibiendo el martes 8 de mayo del presente la aprobación unánime de la Comisión de Evaluación Ambiental de la Región de Aysén. Como medidas compensatorias se pidió a Energía Austral una rebaja en los costos de electricidad para la zona del 21% y la construcción de caminos turísticos.

Sin embargo, la aprobación duró poco. El viernes 11 de mayo la Tercera Sala de la Corte Suprema acogió un recurso de protección presentado por organizaciones ambientalistas en contra del SEIA de Aysén por la aprobación ambiental. El fallo determina el actuar ilegal del SEIA al aprobar el proyecto, “desconociendo un Informe del Servicio Nacional de Geología y Minería (Sernageomin) que recomendaba no aprobar un estudio de suelo”. Este revés parecía poner en duda la seriedad del estudio ambiental realizado, y parecía cuestionar la institucionalidad ambiental, donde la aprobación de un proyecto por ella no aseguraría nada. Finalmente, sería la Corte Suprema la que tendría la última palabra. El director nacional del SEIA, Ignacio Toro, puso paños fríos al caldeado ambiente y cuestionamiento planteado, al indicar que la decisión de la Corte Suprema de hecho establece un nuevo estándar en la aplicación de la evaluación ambiental de este tipo de construcciones. Esto, toda vez que el informe del Sernageomin, según Toro, era aplicable en una etapa posterior al SEIA del proyecto. Según Toro, citado en Emol, la Corte Suprema marca con su dictamen “un nuevo estándar, distinto al que se venía aplicando en los últimos 20 años, al indicar que el estudio (de suelo) se debe hacer de manera previa a la calificación”. Energía Austral declaró que acatará el fallo y realizará las acciones necesarias para cumplirlo, estimándose que los nuevos estudios comprenderán un período de entre seis y 12 meses, dependiendo de las condiciones climáticas.

Por Systep, consultora chilena altamente especializada en el campo de los estudios técnicos y económicos del sector energético.

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