EXPOMIN 2012 La Generación Eléctrica para el Desarrollo Minero

EXPOMIN 2012
La Generación Eléctrica para el
Desarrollo Minero
¿Cuáles son los atributos del producto que
buscamos?
Suficiencia y oportunidad
Seguridad
Eficiencia (competitividad)
Estabilidad de precios
Sustentabilidad ambiental
Aceptabilidad social
Chile: Tasa Crecimiento Anual
Consumo de Energía Eléctrica v/s Producto Interno Bruto
14,0%
Consumo Electricidad
12,0%
PIB
10,0%
8,0%
6,0%
4,0%
2,0%
0,0%
1995
1997
1999
2001
2003
2005
2007
2009
2011
-2,0%
-4,0%
Fuente: CNE, Banco Central de Chile
El nivel de desarrollo de Chile lo caracteriza aún con un consumo de
electricidad acoplado al nivel de producción (elasticidad PIB ≈ 1)
Crecimiento de la Demanda eléctrica
Consumo de electricidad se ha duplicado
cada 10 años
2006
1996
1987
Fuente: Ministerio de Energía
Consumo de Energía Eléctrica
20.000
Canadá
(Chile x 5,1)
18.000
kWh per cápita anual
16.000
Estados Unidos
(Chile x 4,1)
14.000
12.000
Nueva Zelandia
(Chile x 2,9)
10.000
8.000
Miembros OCDE
(Chile x 2,5)
6.000
Chile
4.000
2.000
1968
2008
1960
1970
1980
1990
2000
2010
Fuente: worldbank.org
Nivel de desarrollo hace prever todavía un comportamiento acoplado
al crecimiento del producto para los próximos años
Enfrentaremos un escenario desafiante
Proyección de Ventas de Energía Eléctrica - GWh
180000
2030: 2,8 veces consumo de 2011
160000
140000
2023: 2 veces consumo de 2011
120000
100000
SING
80000
SIC
60000
40000
20000
0
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Fuente: CNE, ITP SING y SIC Abril 2012 (2022 en adelante estimación propia según tasas crecimiento largo plazo CNE: 4,9% SIC; 5,0% SING)
Capacidad Instalada 2011≈ 16.000 MW
Al 2023 se necesitará duplicar la capacidad instalada de generación actual, y al
2030 casi triplicarla
La minería consume 1/3 de la energía eléctrica
de Chile
44% de aumento
Fuente: Cochilco ,“Estudio prospectivo al año 2020 de consumo de energía eléctrica en la minería del Cobre”, dic.2011
LA MINERIA: PRINCIPAL PROMOTOR DE
INVERSIONES Y MOTOR DE LA ECONOMIA
NACIONAL
Repunte en el precio del cobre sustentado por
crecimiento económico de países en desarrollo
(China, India)
Fuente: www.cochilco.cl
En Chile, se estima una Inversión de US$ 90.000
millones para el periodo 2012-2020
2012-2020
80.000
100.000
100.000
90.000
90.000
90.000
70.000
70.000
7.000
80.000
80.000
7.000
60.000
70.000
Otros
+125%
70.000
50.000
60.000
40.000
50.000
30.000
40.000
60.000
36.000
Servicios de
Ingeniería
50.000
Equipos
40.000
40.000
20.000
30.000
30.000
20.000
Construcción
20.000
40.000
20.000
10.000
10.000
Mineras Privadas
Codelco
Fuente: Sociedad Nacional de Minería
-
10.000
2001-2010
 90,000 nuevos empleos
2012-2020
Al 2020 se proyectan significativos aumentos
en producción
Toneladas
45.000.000
+42%
80.000
+300%
40.000.000
70.000
35.000.000
2011
60.000
30.000.000
2011
2020
50.000
25.000.000
2020
40.000
20.000.000
+56%
30.000
15.000.000
10.000.000
+52%
20.000
5.000.000
+67%
Cobre
Hierro
Potasio
Fuente: Sociedad Nacional de Minería
10.000
-
+85%
+167%
Oro
Plata
Litio
Yodo
Desarrollo minero en el norte grande
Zona SING
+ de US$ 40.000 millones
Codelco Chuqui
Ampliación Collahuasi
Ampliación Escondida
Quebrada Blanca Hipógeno
Telegrafo
Caracoles
Sierra Gorda
SQM
Lomas Bayas
2013 Q3
2012 Q2
2015
2016
nd
nd
nd
nd
nd
Fuente: Sociedad Nacional de Minería
Hoy el sistema tiene una
capacidad instalada de generación
de 4.560 MW y la demanda
máxima de Potencia 2011 fue de
2002 MW (MR: 127%)
Al 2020:
Crecimiento Base ≈15 MW (113
GWh)
Proyectos≈780 MW (5.700 GWh)
Fuente: GWh Cochilco; MW estimación
AGG (fc=0.83)
Desarrollo de oferta de generación en el SING
Proyectos
Identificados
Plan de Obras - MW
500
450
400
350
Patache
110 MW
SEIA Aprobado
Otro
Geo
Solar
Eolico
Diesel
Carbon
300
250
200
Pacífico
2x175 MW
SEIA Aprobado
150
En construcción
100
50
Atacama Solar
250 MW
SEIA Aprobado
0
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Fuente: CNE-ITP SING Abr 2012
Cochrane
560 MW
EIA Aprobado
Durante el 2012 se incorporan 22 MW de
capacidad instalada. Para los próximos
años (hasta el 2022), el Plan de Obras de la
CNE recomienda la instalación de 2.290 MW
adicionales.
Calama-Eolico
250 MW
EIA Aprobado
Total con SEIA Aprobado
Eólico: 757 MW
Solar: 621 MW
Térmicas: 2.270
Fuente: centralenergia. en base a SEIA
Se recomienda también un refuerzo y
ampliación del tramo de trasmisión CruceroLagunas en 220 kV a partir de 2014 (incluido
en último llamado a licitación marzo de 2012).
Estimación de Consumo de Energía Eléctrica
SING – por tipo de cliente
Ventas - GWh
2022
2021
2020
2019
2018
2017
Clientes Libres: 88-90%
2016
2015
2014
2013
2012
0
5000
10000
15000
Clientes Regulados
Fuente: CNE, ITP SING Abril 2012
20000
Clientes libres
25000
30000
EL sistema eléctrico ha respondido
rápidamente a la crisis del GN argentino
Corte total de GN
Inicio GNL en Chile
Fuente: CDEC-SING
Desarrollo en el norte chico y zona centro-sur
Zona SIC
+ de US$ 45.000 millones
Codelco El Teniente
Codelco Andina
Ampliación Pelambres
Cerro Casale
El Morro
Relincho
Pascua Lama
CMP
Caserones
2017
2016
2015
2014
2015
2015
2013
nd
2013 Q3
Fuente: Sociedad Nacional de Minería y
estimación AGG
Fuente: CDEC-SIC
Hoy el sistema tiene una capacidad
instalada de generación de 12.620 MW y la
demanda máxima de Potencia 2011 fue de
6875 MW (MR: 83%)
Al 2020:
Crecimiento Base ≈300 MW (2.198
GWh)
Proyectos≈740 MW (5.400 GWh ) (*)
Fuente: GWh Cochilco; MW estimación AGG
(fc=0.83)
(*) Otras estimaciones : 915 MW (6.664 GWh)
Desarrollo de oferta de generación en el SIC
Proyectos
Identificados
Plan de Obras - MW
1400
Geo
GNL
Bio
Eolica
Carbon
Hidro
1200
HidroAysen
2750 MW
SEIA Aprobado
Alto Maipo
542 MW
SEIA Aprobado
1000
800
En construcción
600
400
Talinay 2da. Et.
400 MW
SEIA Aprobado
200
0
Castilla
2354 MW
SEIA Aprobado
Barrancones
566MW
EIA Aprobado
Total con SEIA Aprobado
Eólico: 1540 MW
Hidro (embalse+pasada): 4219 MW
Térmicas: 5569
Fuente: CDEC-SIC, centralenergia en base a SEIA
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Fuente: CNE-ITP SIC Abr 2012
Durante el 2012-2014 se incorporan 1.490
MW de capacidad instalada.
Para los
siguientes años (hasta el 2022), el Plan de
Obras de la CNE recomienda la instalación
de 4.656 MW adicionales.
Nuevas líneas desde Polpaico hasta Cardones
(2x500 kW, 1700 MVA) y Cardones a D.de Almagro
(2x220, 290 MVA) a partir de Junio 2017 según
bases de licitación actualmente en proceso.
Estimación de Consumo de Energía Eléctrica
SIC – clientes libres por zona
Ventas - GWh
20…
SIC Norte: 27%
20…
20…
20…
20…
20…
20…
20…
20…
20…
20…
0
SIC Norte: 19%
5000
10000
15000
20000
25000
SIC Resto
SIC Norte
Fuente: CNE, ITP SIC Abril 2012
30000
35000
40000
EL sistema eléctrico ha enfrentado situaciones
críticas, minimizando el efecto en el suministro
Costos Marginales SIC [US$/MWh]
Fuente: José Venegas, Endesa Chile, Presentación “Competencia y Open Access en el Sector
Eléctrico Chileno”, 28 Sept 2011
Índice de Precios
(base: enero 2005)
Disponibilidad de Terminales GNL
Escasez de Gas Natural
400
Sequía (SIC)
Terremoto
Carbón
“estable”
Sequía mayor (SIC)
Alza combustibles
350
Sequía mayor (SIC)
Tendencia alcista
de combustibles
300
250
Precio de Nudo SIC
Precio de Nudo SING
200
Carbón Eq. 7000 Kcal/Kg
Gas Natural Henry Hub
150
Crudo Brent
100
Estabilidad de
precios HH
50
0
ene-05
ene-06
ene-07
Fuente: Estadísticas CNE
ene-08
ene-09
ene-10
ene-11
EL GRAN DESAFÍO QUE TENEMOS POR
DELANTE
Frentes principales y cursos de acción
Contingencia
Tramitación de proyectos
Judicialización
Información y percepciones
Contexto Internacional
Escenario actual
Proyectos de generación en trámite
7%
Solares
25%
9%
Biomasa, Biogas
y Cogeneración
14%
Eólicas
Geotérmicas
1%
Eólicas
17%
SEIA en Trámite,
21%
5%
Otras térmicas*
Térmicas a
Carbón
16%
En Construcción,
10%
Otras térmicas*
42%
Térmicas a
Carbón
27%
35%
Hídricas
Hídricas
SEIA Aprobado,
69%
En Construcción
SEIA Aprobado
SEIA en Trámite
Total
MW
2296
15197
4622
22115
Fuente: centralenergia marzo 2012 en base a SEIA
5%
3%
Solares
16%
1%
Biomasa, Biogas
y Cogeneración
Eólicas
10%
69%
21%
47%
Otras térmicas*
Térmicas a
Carbón
28%
Hídricas
Tramitación de proyectos
Número Total de Días Transcurrido
para Aprobar Proyectos
Termoeléctricos
Aumentan plazos de tramitación
ambiental
(media móvil de tres años; 70 proyectos
de 40 MW o más)
500
450
Ley Corta 2
400
350
300
250
200
150
100
50
0
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
Fuente: Determinación de los tiempos de tramitación
ambiental
de
proyectos
termoeléctricos
en el SEIA, Rodríguez, Espinoza y Herrera, U. Alberto
Hurtado, Mayo de 2011
Fuente: Cámara Chilena de la Construcción
Enfrentamos un escenario complejo
Ejemplos en Proyectos de Generación
Categoría de
ingreso al SEIA
DIA
EIA
Tecnología
ERNC
Hídrico
Térmica
ERNC
Hídrico
Térmica
Combustible
Diesel
Gas Natural
Carbón
Diesel
Gas Natural
Promedio de días en
evaluación
208
308
158
99
346
480
434
167
316
Fuente: Ministerio de Energía a partir de datos SEIA y estudio “Identificación de dificultades en la
tramitación de permisos de proyectos del sector eléctrico”
Proyectos en calificación por sector
económico al 30-09-2011
excluidos los que llevan más de 1.000 días en el sistema.
DIA
EIA
Total
Inversión
Nº
días
Inversión
Nº
días
Inversión Nº de
(MMUS$) proyectos promedio* (MMUS$) proyectos promedio* (MMUS$) proyectos
Agropecuario
Energía
Equipamiento
Forestal
Infra. Hidráulica
Infra. Portuaria
Infra. Transporte
Instalaciones
Fabriles
Minería
Pesca
Planif. Territorial
Saneamiento
Vivienda
Otros
Total
107
3.761
18
101
67
282
168
14
49
8
4
14
10
8
209
122
144
221
194
81
56
0
4.683
0
0
85
225
60
0
19
0
0
1
1
2
295
252
507
144
107
8.444
18
101
153
507
228
14
68
8
4
15
11
10
296
1.099
304
0
629
1.277
1.046
9.152
25
80
139
2
215
50
64
682
175
106
141
621
126
113
118
130
3
12.689
4
0
22
0
59
17.831
1
7
1
0
3
0
3
38
7
131
114
350
469
267
298
13.788
308
0
651
1.277
1.104
26.983
26
87
140
2
218
50
67
720
Fuente: Cámara Chilena de la Construcción
Enfrentamos un escenario complejo
Proyectos tardan mucho en materializarse






Proyectos
energéticos
requieren
21
permisos ambientales y 35 sectoriales
SEIA toma en promedio 333 días para
aprobación
Las concesiones marítimas toman en
promedio más de 900 días (alguna esperan
desde 2007)
Tramitaciones ante Ministerio de BBNN para
centrales térmicas e hidroeléctricas tardan
en promedio más de 800 días
Concesión definitiva de transmisión tarda en
promedio 290 días
Otorgamiento de derechos de agua en
promedio tardan 590 días



No se lleva registro de tiempos que demora
modificaciones de punto de captación o
restitución
Hay solicitudes de autorizaciones de obras
hidráulicas esperando desde 2007
Y además, JUDICIALIZACIÓN CRECIENTE
Judicialización
• Fenómeno afecta a todas las fuentes por igual
– (Por ej.: Hidroaysén, Castilla, Parque Eólico de
Chiloé, etc..).
• Fenómeno es reconocido:
– Informe CADE: En «la actualidad se observa una
radicalización en la opinión pública, la que rechaza
todo tipo de iniciativas en el sector eléctrico, sin
ponderar debidamente los negativos efectos que
podría producir la falta de energía, en el crecimiento
económico, el empleo, la reducción de la pobreza y
desarrollo social».
– CADE propuso mayoritariamente soluciones
institucionales
No es un problema de los jueces (1/2)
• Con la judicialización se están resolviendo caso a caso
problemas que son de política pública
– Alto incentivo a litigar: costo de litigio ambiental es bajo
– Alto incentivo a usar SEIA “para todo”: es uno de los
pocos mecanismos con participación ciudadana.
– Corte Suprema debe resolver: recurso a la justicia es
un derecho constitucional.
• El problema: ni la Coste Suprema ni SEIA están llamados
a hacer políticas públicas.
No es un problema de los jueces (2/2)
• (1) Corte Suprema:
– Resuelve caso a caso, sin conocimiento “experto”
– Actualmente, remite solución al SEIA (por ej.: Convenio
169)
– Si la ley fuera más clara, Corte probablemente sería
más deferente en el fondo (aunque exigente en
términos de normas procesales)
• (2) SEIA no está diseñado para hacer políticas públicas
– Diseñado para resolver casos concretos y propone
planes de mitigación ambientales que cada vez
enfrentan más presión para traspasar ese límite.
Mejorar la regulación
• Diseño regulatorio debe perfeccionarse:
– Reglas más claras que den soluciones generales ex ante y eleven
nivel de seguridad jurídica.
– Criterios comunes y mayor coherencia entre autoridades.
– Mayor prolijidad, objetividad y gestión en los procesos
administrativos (tramitación). Fortalecer carácter técnico.
– Aplicación de “ventanilla única” y silencio administrativo.
• Por ejemplo:
– Normas de Ordenamiento Territorial
– Criterios uniformes de evaluación ambiental (p.ej.: impacto en
comunidades locales y compensaciones)
– Evitar cambios legales frecuentes (por ej.: Ley 20.257 sobre ERNC
vigente desde 2010 y ya se pretende cambiar).
• Soluciones “próximas” pero insuficientes (proyecto de ley sobre
Concesiones Eléctricas, Tribunales Ambientales, etc.).
Y por si fuera poco…
existe un alto grado de desinformación pública
Hay percepciones equivocadas
Lo que se traduce en una oposición sistemática a
los proyectos
Tipos de oposición a proyectos

Los Oportunistas que quieren aprovechar la
oportunidad para negociar recursos o influencia

Los Directamente Afectados que temen
externalidades negativas del proyecto y pérdida de
ingresos(NIMBY)

Los Regionalistas que se oponen a la
distribución geográfica inequitativa de los costos y
beneficios de estos proyectos

Los Críticos al sistema que levantan dudas y
desconfianzas respecto al funcionamiento del
sistema (SEIA, tribunales, lucro, etc..)

Los Fundamentalistas que están en contra de
todo impacto ambiental y presentan oposición a
cualquier proyecto.
La Comunidad, el Medio Ambiente y los
trabajadores son oportunidades para la industria
 Debemos hacer un esfuerzo por crear las instancia para desarrollar
confianzas y colaboración sostenible en el tiempo con las comunidades
locales y la opinión pública.




Poder abrir espacios de diálogo que permitan escucharse
Debate sobre bases objetivas más que percepciones o subjetividad.
Generar y poder entregar información concreta, útil, entendible y relevante
Marco jurídico preciso que contribuya a ordenar y encauzar la discusión
 Contribuir a la discusión sobre las políticas de desarrollo energético más
apropiadas para el país que tomen en cuenta los compromisos de
reducción de las emisiones de GEI que se adopten.
 Priorizar normas y procedimientos estrictos en el ámbito de la salud y
seguridad industrial.
Finalmente tenemos que agregar el
escenario internacional y las negociaciones
sobre Cambio Climático
El desafío de la globalización y las
negociaciones de cambio climático
Reducir emisión de GEI puede tener
un enorme costo en bienestar
World Energy Outlook 2011, Agencia Internacional de Energía
Se requerirán importantes esfuerzos de
negociación y significativos compromisos
World Energy Outlook 2011, Agencia Internacional de Energía
Sin embargo, los requerimientos de energía serán
crecientes en un mundo que se expande
World Energy Outlook 2011, Agencia Internacional de Energía
Y las inversiones en oferta de energía
serán necesarias
World Energy Outlook 2011, Agencia Internacional de Energía
Manteniendo las energías tradicionales
la mayor participación en el período 2011-2035
World Energy Outlook 2011, Agencia Internacional de Energía
Y la demanda por combustibles fósiles seguirá
siendo alta, previendo una creciente participación
del gas natural
World Energy Outlook 2011, Agencia Internacional de Energía
Key World Energy Statistics 2011, Agencia Internacional de Energía
Para alcanzar los objetivos de reducción de GEI,
aumento en la capacidad de generación será fuerte
en renovables (incl. Hidroelectricidad)
World Energy Outlook 2011, Agencia Internacional de Energía
Para alcanzar los objetivos de reducción de GEI,
aumento en la capacidad de generación será fuerte
en renovables (incl. Hidroelectricidad)
World Energy Outlook 2011, Agencia Internacional de Energía
GNL no convencional (“shale gas”) podría definir un
nuevo escenario de suministro energético para Chile
En el Mundo hay 4 principales
referencias para el precio del
Gas Natural
• Los 2 principales mercados,
Asia y Europa, transan el gas
de acuerdo al precio del
petróleo (Brent)
• NBP juega un rol clave en
embarques spot de GNL
Fuente: www.cheniere.com
•
El mercado americano es el más grande, con bajos flujos desde y hacia el resto del
mundo, pero su precio (HH) es el más atractivo en la actualidad, producto del “shale
gas”
•
•
El GNL (@ HH) podría
competir con el carbón
Impacto
en
las
emisiones de GEI
LOS DESAFIOS QUE NOS IMPONEN LAS ERNC
Características que debe cumplir el suministro
de electricidad
Curva de Carga Diaria
MW
1
2
3
0
24
Horas
del Día
Seguridad y
Continuidad
Competitividad
Sustentabilidad
El Efecto de las ERNC intermitentes en el
despacho y los costos de suministro
Caso1:
ERNC “desmejora” la curva
residual desplazando proyectos eficientes
(hidro
y
térmicos)

costo
de
abastecimiento aumenta
Curva de Carga Diaria
MW
0
Caso 2
Caso 1
Quita colocación
a centrales
eficientes de base
Caso2: ERNC “mejora” la curva residual
desplazando proyectos de punta  costo
de abastecimiento disminuye si Inv ERNC
< CV+Inv de centrales de punta
desplazadas
Quita colocación
a centrales de
punta
24
Horas
del Día
Penetración de las ERNC de acuerdo a la ley
 Característica estructural de las ERNC (intermitencia, baja
predictibilidad, recurso no siempre disponible en horas de
punta, en general alejada de los centros de consumo) hace
necesario regular eficientemente su penetración a los sistemas
eléctricos asegurando criterios de competitividad y seguridad.
 Regulaciones basadas en imposición de cuotas que vayan por
encima de crecimiento natural originan sobrecostos en la
operación de los sistemas eléctricos. Más aún si se regula a
favor de cuotas por tecnologías.
 Las señales del mercado debieran ser suficientes para
impulsar el cumplimiento de la Ley ERNC vigente (Ley
20.257). La evaluación del cumplimiento es positiva.
 No se deberían generar más incertidumbres.
El costo de la indicación a la Ley ERNC
 Ley Vigente: 10% de ERNC al año 2024  8% al 2020
 Indicación: 20% de ERNC al año 2020
ERNC instalada adicional sobre Ley vigente para cumplir cuota de 20% al 2020
ERNC Existente MiniHidro Biomasa
MW
MW
MW
E1
E2
E3
E4
Geotermia
MW
Eólico
MW
FV
MW
Total
MW
Gen. Adic.
ERNC GWh
-
5
91
-
3071
1244
4411
11045
-
7
100
-
3061
1173
4341
10924
-
18
134
-
2978
901
4031
10325
-
65
179
-
2510
374
3128
8481
20% al 2020 significa una capacidad adicional de ERNC de entre 45% a 160%,
dependiendo del desarrollo minihidro que se considere. Esto significa, en valor
esperado, entre 440 y 940 millones de US$ anuales (en promedio 19% de
sobrecosto)
Nota Escenarios parametrizados por capacidad de desarrollo de proyectos minihidros
E1: 250 MW minihidro
E2: 300 MW minihidro
E3: 500 MW minihidro
E4: 1000 MW minihidro
El costo de la indicación a la Ley ERNC
 El costo de la tonelada de CO2 mitigada adicionalmente a través del
cumplimiento de la meta del 20% de ERNC en el año 2020 alcanza
en valor promedio los 92 US$/ton CO2, pudiendo llegar en casos
extremos a los 180 US$/ton CO2 (entre 9 y 18 veces el costo que en
la actualidad pagan los países desarrollados por compensar sus
emisiones (U$S 10/ton CO2).
Costo en el año 2020 de la tonelada de CO2 mitigada cumpliendo la meta 20%
Costo Mitigación CO2
250 MW
MiniHidro
US$/TonCO2
300 MW
MiniHidro
US$/TonCO2
500 MW
MiniHidro
US$/TonCO2
1000 MW
MiniHidro
US$/TonCO2
Quintil inferior
Promedio de los 1000
valores mas bajos
44.52
42.18
34.14
20.98
Quintil superior
Promedio de los 1000
valores más altos
179.91
176.36
164.97
136.58
Valor esperado
105.40
102.43
91.53
66.46
Desviación Estándar
50.20
49.79
48.64
43.62
El desafío en materia de renovables
• Promover desarrollo de toda fuente de energía
económicamente eficiente evitando distorsiones.
renovable
• Alinear las políticas de promoción con los desafíos de Chile frente al
Cambio Climático y evaluar económicamente los costos. Somos un
país en desarrollo (principio de las responsabilidades comunes pero
diferenciadas). Ojo con la adicionalidad.
• Debatir informadamente sobre las tecnologías de generación
eléctrica (costos y beneficios). Aprender de la experiencia
internacional.
• Procurar un desarrollo competitivo entre las distintas tecnologías
asegurando la minimización de costos y la confiabilidad del sistema.
• Penetración de ERNC en base a “Requerimientos de la Demanda”.
Desafíos energéticos para Chile
 Las demoras en la aprobación de proyectos de generación y transmisión y en su
construcción tienen un alto costo para el país y pueden generar estrechez en la
oferta de energía eléctrica en el mediano plazo (2016-17). En el corto plazo
inciden también en el alto costo marginal. (CADE)
 Clima de inversiones debe mejorar sustancialmente para enfrentar el desafío de
Chile. Temas como seguridad jurídica, coordinación entre autoridades,
localización, etc. deben ser abordados con urgencia.
 La energía se ha transformado en un tema del debate político. La discusión
debiera incluir elementos más técnicos y lograr que los distintos actores asuman
posiciones más constructivas. Energía eléctrica, desarrollo y calidad de vida van
de la mano.
 La Estrategia Nacional de Energía presenta una carta de navegación con
objetivos de largo plazo que deben traducirse en prioridades y acciones
concretas en el corto plazo.
 Las energías renovables cumplen un papel fundamental en la diversificación de
la matriz y en la reducción de GEI. Las políticas para su impulso deben
promover esos objetivos sobre la base de la competitividad.
EXPOMIN 2012
La Generación Eléctrica para el
Desarrollo Minero