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Energía: Tiempo de “Ver la Luz”

BakerLa situación energética se está volviendo crítica, lo que guarda directa relación con la dificultad que enfrentan los proyectos de generación eléctrica para su ejecución. Resulta evidente la urgencia de centrar los esfuerzos en destrabar las inversiones en el sector y crear las condiciones necesarias para el desarrollo de generación eficiente. Ya es tiempo que el mundo político comprometa acciones para evitar que la insuficiencia de suministro se convierta en obstáculo para el desarrollo económico y social del país.

Chile es un país que ha logrado grandes avances en materia económica, lo que se ha traducido en un notable progreso social. En poco más de dos décadas (1990-2012) el PIB se ha triplicado, lo que ha permitido reducir los niveles de pobreza de 38,6% a 14,4% y alcanzar altos estándares de cobertura y acceso a bienes y servicios básicos [1] (Ver Gráfico N° 1).

2013.08.02 Grafico 1

Este dinamismo de la actividad y el aumento de bienestar no habría sido posible de no contar con energía eléctrica. No hay actividad productiva que no requiera del suministro eléctrico, sea ésta de carácter industrial, minero o comercial. Igualmente, los hogares son importantes consumidores de energía, demanda que crece a medida que aumentan sus ingresos [2].

La relación entre crecimiento económico y consumo eléctrico está ampliamente documentada tanto por la realidad chilena como por la experiencia internacional. En efecto, en la medida que los países han ido alcanzando mayores niveles de desarrollo (medido por su ingreso per cápita), su demanda por energía eléctrica también ha crecido en forma sostenida.

Chile ha seguido el mismo proceso, pero aún muestra niveles bajos de consumo de energía. De acuerdo a cifras publicadas por la Agencia Internacional de Energía (AIE), al año 2010 el consumo de energía eléctrica del país alcanzaba 3,3 mega watt-hora (MWh) per cápita, bastante menor que los 13,4 MWh de EE.UU. y 8,3 MWh promedio de los países de la OCDE. Lo anterior hace prever que la demanda de energía de Chile seguirá creciendo de manera significativa en los próximos años, tanto por el crecimiento esperado de la actividad económica como por la mayor intensidad de uso de la energía a nivel de hogares.

De acuerdo a la AIE, la demanda de energía crecerá en Chile a una tasa de 5,9% anual durante los próximos años. Suponiendo una tasa decreciente en el tiempo, es posible prever que los requerimientos de suministro aumentarán en cerca de 100.000 giga watt-hora (GWh) al 2030 (hoy se acercan a los 65.000 GWh). El desafío es satisfacer estos mayores requerimientos de energía, pues no se puede arriesgar que la insuficiencia de suministro se convierta en un cuello de botella para el desarrollo económico y social del país.

En el pasado, ello ha sido posible gracias a la capacidad de ajuste del sistema, incluso bajo condiciones muy adversas (corte de  suministro de gas argentino, sequías, alzas de precios de combustibles, etc.). La situación actual se percibe poco auspiciosa, no por falta de interés de los desarrolladores de proyectos, sino porque no están dadas las condiciones mínimas necesarias para el desarrollo de inversiones en el sector.

El problema

El último reporte de la Corporación de Bienes de Capital (CBC) confirmó una nueva baja en las estimaciones de inversiones del sector energía para el quinquenio 2013-2017 en relación a lo que se registraba al cierre de 2012. Se constata una docena de iniciativas eléctricas que se han paralizado o postergado a lo largo del tiempo, cuya inversión supera los US$ 25 mil millones. Ello responde al deterioro que ha sufrido el clima de inversión -caracterizado por fuertes oposiciones ciudadanas, una creciente judicialización y la obstaculización de obras-, lo que ha vuelto cada vez más compleja la materialización de proyectos en el sector.

Es así como no sólo se han rechazado y paralizado proyectos sino que además se evidencia una preocupante ausencia de nuevos proyectos competitivos. En efecto, si bien hay una importante cartera de proyectos con sus permisos ambientales aprobados, buena parte no están en condiciones de ser realizados, ya sea porque sus propias características los hacen menos competitivos o porque la incertidumbre jurídica existente y la creciente judicialización dificultan su materialización. Así, de los 7.000 MW de capacidad que se necesita instalar de aquí al año 2020, sólo hay 1.000 MW en construcción, no habiendo ingresado durante este año ningún proyecto relevante al Sistema de Evaluación Ambiental (SEA).

Las dificultades existentes ponen en riesgo el suministro energético a precios razonables a partir de los próximos 3 a 4 años, lo que augura una inminente estrechez energética. Esto fue confirmado por un reciente estudio encargado por la Confederación de la Producción y del Comercio (CPC) a un grupo transversal de expertos, que señala que con las centrales actualmente en servicio y en etapa de construcción avanzada se podrá abastecer la demanda eléctrica tan solo hasta el año 2016, lo que abre un futuro preocupante en materia de abastecimiento y precios [3].

Lo anterior ya se refleja en precios más elevados de la energía eléctrica en el mercado spot y en los contratos de clientes libres, afectando la actividad minera, industrial y comercial. Más aún, se vislumbra que comenzarán a aumentar las cuentas que deberán pagar los clientes residenciales.

Urge sacar adelante proyectos de generación (y transmisión) para abastecer la creciente demanda y evitar un mayor aumento de precios de la energía. Sin embargo, concretar proyectos es cada vez más difícil y costoso por la fuerte oposición ambiental y ciudadana y la creciente judicialización de las iniciativas.

¿Qué se ha hecho?

En una reciente entrevista al Presidente Sebastián Piñera se le preguntó por las medidas que ha tomado el Gobierno para resolver la crisis energética [4]. Junto con mencionar la Estrategia Nacional de Energía que publicó la autoridad a comienzos de 2012 y que estableció los principales ejes de la política energética, el mandatario aludió a los cuatro proyectos de ley que actualmente se tramitan en el Congreso, a saber: el proyecto 20/25 [5], carretera eléctrica, concesiones eléctricas e interconexión de los grandes sistemas eléctricos del país (SIC-SING). La pregunta que cabe es si estos proyectos de ley son suficientes para viabilizar los proyectos de generación que Chile requiere. La respuesta claramente es no.

El proyecto de concesiones eléctricas es importante pues permitiría agilizar los procedimientos para obtener concesiones eléctricas, respetando los derechos de los propietarios afectados. No obstante, durante su tramitación han surgido una serie de discrepancias que se deberán resolver en comisión mixta, siendo aún incierto su resultado. Además, se acordó que la tramitación de este proyecto de ley deberá concluir de forma simultánea con el proyecto 20/25, iniciativa que podría tener efectos muy perjudiciales para el sistema eléctrico en términos de costos y seguridad [6].

El proyecto de ley de carretera eléctrica, en tanto, busca facilitar las obras de construcción y expansión del sistema de transmisión, particularmente de aquellos proyectos de energía renovable ubicados a mayor distancia. Se trata de un conjunto de normas que permite integrar nuevos parámetros en la definición de los trazados de la infraestructura de transmisión, lo que debiera responder mejor a la creciente inquietud de la ciudadanía y dar mayores certezas a los desarrolladores de proyectos. Este proyecto complementa el de concesiones eléctricas, pero su tramitación se vislumbra aún más compleja [7].

Por último, el proyecto de interconexión recién ingresado permite al Estado promover la interconexión, dado que hoy sólo puede efectuarse por iniciativa privada. Se espera que con ello aumente la competencia y la capacidad de respaldo, mejore el aprovechamiento de recursos renovables y se facilite la integración energética regional. No obstante, han surgido críticas sobre los beneficios estimados y la rentabilidad de dicha inversión.

En síntesis, los proyectos en trámite no solucionan el problema de fondo, puesto que no basta con resolver la transmisión si no tenemos fuentes generando esa energía. En lo que realmente importa -que es la capacidad de generación- seguimos entrampados en cómo forzar la incorporación de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) para alcanzar un 20% de la matriz, pero nadie se hace cargo de cómo resolver el 80% restante. Urge, por tanto, diseñar alguna iniciativa en este sentido, lo que sigue siendo un gran desafío pendiente.

Avances posibles

¿Qué hacer para generar los miles de mega watts de capacidad (además de ampliar las líneas de transmisión) que el país requiere para satisfacer sus necesidades energéticas? Si en el decenio 2000-2010 el sistema aumentó su generación total en casi 20.000 GWh, el desafío para esta década (2010-2020) es el doble, y para los años 2020-2030, el triple (Ver Gráfico N° 2).

2013.08.02 Grafico 2

Está claro que lograrlo no será fácil bajo las condiciones actuales y su éxito dependerá de las decisiones que se tomen. En efecto, las medidas que se tomen hoy serán las que definirán si se contará o no con generación a precio razonable durante la próxima década, lo cual amerita un esfuerzo conjunto del Ejecutivo, los parlamentarios, el Poder Judicial y la ciudadanía. Es por ello que debemos avanzar en algunas propuestas que se han debatido, pero que no se han concretado:

1. Se requiere la pronta aprobación de los proyectos de ley de concesiones eléctricas y carretera eléctrica, por cuanto debieran permitir reducir los tiempos para la realización de obras. Los temas que hoy se discuten en comisión mixta para la aprobación del proyecto de concesiones son de gran relevancia, pues podrían transformarse en un escollo insalvable. Preocupa, por ejemplo, la eventual incorporación de una consulta indígena en instancias distintas a la forma y oportunidad que establezca la ley. Asimismo, se ha discutido la introducción de normas sobre áreas silvestres protegidas que no sólo modificarían la normativa ambiental general sino que podría imposibilitar en algunos casos el desarrollo de la necesaria infraestructura de transmisión eléctrica.

2. La autoridad debe trabajar para agilizar los permisos sectoriales y estandarizar la metodología de evaluación ambiental que permita acelerar los procesos y establecer criterios objetivos para la aprobación o rechazo de las iniciativas. A la par, debe evitar las dilaciones de plazos en el Comité de Ministros para la Sustentabilidad, como ha ocurrido a la fecha.

3. Hay que aprovechar la oportunidad de atraer inversiones en capacidad de generación de base a través de las licitaciones para el suministro de clientes regulados [8]. En particular, el estudio encargado por la CPC señala que con un diseño adecuado, las licitaciones podrían abrir la posibilidad que parte de la demanda sea suministrada con Gas Natural Licuado (GNL) contratado a largo plazo, lo cual redundaría en una mejora considerable de los precios proyectados para los próximos años [9]. Para ello, el informe recomienda que los contratos con las distribuidoras se extienda a lo menos hasta el 2026; que los oferentes tengan la opción de indexar las ofertas a costo marginal en el período 2013-16 sujeto a un techo absoluto y volver a un precio fijo indexado para el período 2017-26; laminar el bloque total a licitar en sub-bloques más pequeños y sumables para que puedan participar actores más chicos; y dar un plazo suficiente a los interesados para negociar sus contratos de suministro de gas de largo plazo u otros combustibles antes de presentar sus ofertas. Lo anterior podría crear las condiciones necesarias para aliviar, al menos en parte, los problemas del abastecimiento del SIC durante el período 2013-2020.

4. Se debe entregar mayor información a la sociedad y generar confianza en las instituciones. La ciudadanía se siente empoderada y tiene los medios, como el interés de hacerse escuchar. Sin embargo, existe desinformación e ignorancia respecto de las opciones que tiene el país para satisfacer sus necesidades energéticas en el futuro, lo que amerita un esfuerzo de difusión y creación de conciencia. En la misma línea, se debe fomentar y delimitar la participación ciudadana, dando cabida a que las personas expongan sus posiciones en las instancias debidas, respetando la institucionalidad y los procedimientos vigentes.

5. Para mejorar el clima de inversión se requiere de una mayor estabilidad regulatoria. Actualmente, se está modificando la Ley de ERNC (aprobada en 2010) y se evalúan restricciones a las emisiones de carbono, pese a la reciente publicación de la norma de emisiones para el sector termoeléctrico (de 2011). Si bien, siempre es posible introducir perfeccionamientos, no parece conveniente la continua revisión de leyes y normativas vigentes, cuyo total efecto aún no se ha podido dimensionar.

6. Se deben buscar formas para que se respete la deferencia técnica, es decir, que cada órgano actúe en su ámbito de competencia, dando mayor certeza jurídica a la inversión. En efecto, la actuación de los tribunales de justicia, y en particular de la Corte Suprema, ha sido criticada por interferir con las atribuciones que competen a órganos técnicos especializados.

7. Se necesita avanzar en una zonificación que permita ubicar centrales en áreas aptas para ello. La autoridad podría contribuir haciendo un levantamiento de información que permita evaluar mejor la conveniencia de ciertas localizaciones y poner a disposición de los privados terrenos fiscales aptos para el desarrollo de proyectos energéticos.

8. Aprovechar los recursos hídricos disponibles, que alcanzan más de 6.000 MW en la zona sur austral y cuya explotación permitiría aumentar la participación de fuentes renovables y limpias a nuestra matriz energética. En este sentido, los proyectos en carpeta que explotarían los recursos hídricos de la zona sur austral debieran impulsarse en la medida que cumplan con las exigencias medioambientales.

9. Evaluar la implementación de aportes locales que permitan a las comunidades participar de los beneficios de los grandes proyectos. Este sistema debiera estar basado en las utilidades que generan los proyectos de inversión, pero no debiera constituirse en un gravamen adicional por cuanto tendría efectos en la competitividad. Para ello se debiera proponer que los aportes sean descontables de impuestos. Es decir, constituiría un traspaso desde el gobierno central hacia los gobiernos locales. Los recursos irían en beneficio directo de las comunidades afectadas, idealmente priorizados en función de una cartera de proyectos consensuados con la comunidad, la autoridad local y los desarrolladores de proyectos. De esa forma, se generaría un proceso transparente y justo de repartición de rentas, evitando que sólo un grupo pequeño pero mejor organizado perciba la mayor parte de los beneficios.

10. Lograr acuerdo legislativo para introducir mejoras que escapan del ámbito administrativo, tales como: (i) borde costero; (ii) implementación del convenio 169; (iii) tramitación y fallo de Recursos de Protección.

Conclusiones

No hay duda de que la situación energética se está volviendo crítica, lo que guarda directa relación con la dificultad que enfrentan los proyectos de generación eléctrica para su ejecución. Resulta evidente la urgencia de centrar los esfuerzos en destrabar las inversiones en el sector y crear las condiciones necesarias para el desarrollo de generación eficiente.

Se plantean una serie de aspectos donde es necesario avanzar. Ya es tiempo de que el mundo político “vea la luz” y comprometa acciones decididas para evitar que la insuficiencia de suministro se convierta en obstáculo para el desarrollo económico y social del país.

Más allá del sector energético, cabría pensar a futuro en una nueva forma de evaluar los proyectos que son importantes para el progreso de Chile. Esto, por cuanto la actividad productiva suele percibirse y analizarse como una fuente de meras externalidades negativas, imagen que es injusta.

La actividad productiva forma importantes beneficios para la sociedad, como la creación de valor y de empleo, la construcción de infraestructura, la generación de energía y muchos otros bienes y servicios. Estos factores positivos deben ponderarse para contrastarlos con los eventuales daños que se puedan generar en el proceso productivo, resultando habitualmente un balance positivo.

2013.08.02 En Breve

Fuentes:

[1] Encuesta CASEN. En 2011, el 98,7% de los hogares contaba con agua potable y el 99,6% con energía eléctrica. En 20 años (1990-2011) los hogares con refrigerador aumentaron de 52% a 92,4% y la escolaridad promedio se elevó de 9 a 10,5 años.

[2] A medida que aumenta el ingreso, la población tiene acceso a más cantidad de electrodomésticos, sistemas de climatización, etc., lo que aumenta su consumo energético.

[3] El estudio, realizado por S. Bernstein, G. Bitrán, A. Jadresic y M. Tokman, señala que los costos marginales subirían de los actuales US$ 90 por MWh (si 2013 fuera un año hidrológico normal) a US$ 130 por MWh el 2018 (+44%). Si los proyectos presupuestados en el escenario base se atrasan un año, los costos marginales alcanzarían US$ 156 por MWh el 2018 y US$ 250 por MWh frente a un año seco.

[4] El Mercurio, 28 de julio de 2013.

[5] Proyecto de ley de moción parlamentaria que busca promover una mayor inclusión de energías renovables no convencionales (ERNC) en la matriz energética, siendo la meta original alcanzar un 20% al año 2020. En segundo trámite legislativo, el Ejecutivo presentó una indicación sustitutiva que fue aprobada, la cual posterga la misma meta al año 2025.

[6] Para mayor detalle del proyecto de ley de concesiones eléctricas y de ERNC (20/25). Véase Libertad y Desarrollo en Temas Públicos N° 1.115. Junio 2013.

[7] Para mayor detalle del proyecto de ley de carretera eléctrica véase Libertad y Desarrollo en Temas Públicos N° 1.078. Septiembre 2012.

[8] Para mayor detalle sobre las licitaciones de suministro para la distribución véase Libertad y Desarrollo en Temas Públicos N° 1.114. Junio 2013. Clientes regulados son los usuarios finales cuya potencia conectada es inferior o igual a 2.000 kilowatts, los que están sujetos a una tarifa regulada.

[9] Esto, si se promueve que todas o algunas de las centrales de ciclo combinado existentes (Nehuenco I y II y Nueva Renca) participen de este mercado mediante contratos de largo plazo, basado también en compras de largo plazo de GNL. Lo anterior, sumado a la transformación a ciclo combinado de los ciclos abiertos existentes (Taltal y Candelaria), permitiría movilizar unos 1.000 MW en centrales de base que operan con petróleo diesel.

Por Libertad y Desarrollo, centro de estudios de políticas públicas.

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