Boletín Noticias ACENOR

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BOLETÍN ACENOR A.G. Nº 185/14 – 15.04.14
(Comprende información ocurrida durante la primera quincena de abril de 2014)
INDICE
1.A.B.C.-
D.E.F.2.3.4.5.6.7.-
GENERACIÓN
Nuevos Actores, Centrales y Fuentes
Demanda y Generación Eléctrica
Insumos Energéticos
Hidroeléctricas
Gas
Carbón
Petróleo
Nuclear
Otras Energías No Convencionales
Política Energética
Contratos y Precios
Artículos Relacionados
TRANSMISIÓN
DISTRIBUCIÓN
EFICIENCIA ENERGÉTICA
TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN
MARCO LEGAL Y TECNOLÓGICO
SERVICIOS Y NEGOCIOS
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RESUMEN
 Producción de energía en el SIC aumentó un 2,3% en marzo: Durante el mes se produjeron 4,443 GWh, de los
cuales un 31,92% fue de composición hídrica; un 66,04% a térmica; un 1,34% a eólico y un 0,7% a solar. Por su
parte Jorge Gómez, de Minera Collahuasi, del SING destacó que la desalación y nuevos proyectos impulsarán
demanda energética del SING.
 Falta de agua sigue complicando al SIC: costo de operación superaría los US$ 280 por MWh: En marzo el
costo de operación del SIC rondó los 216 US$/MWh, que significó un alza en torno a 21% respecto del mismo lapso
de 2013. A su vez, el CDEC-SIC proyecta este nivel para el mes de junio, ya que la ausencia de Bocamina II, de
endesa, provoca un alza en los marginales de entre 20 a 30 US$/MWh. Por su parte los representantes de empresas
generadoras han señalado que el menor desarrollo hidroeléctrico ha hecho perder competitividad a la industria.
 Salida de Bocamina ha costado US$100 millones: El estatus actual de la central Bocamina, de Endesa es que está
a la espera de lo que diga la Corte de Apelaciones de Concepción, pero su salida ha costado al sistema unos US$ 100
millones, sobrecosto que obedece a la obligación de reemplazar la energía de la carbonera con diésel, combustible
que es más caro. De hecho, en marzo subió la producción sin diésel aportando el 63,1% de la producción total del
SIC, según el INE, bajando la hidroelectricidad.
 Entregan propuestas para afrontar crecientes costos energéticos del SIC: En el marco de la cumbre energética
Cesco, María Isabel González, gerenta general de Energética Consultores, analizó la evolución de los costos de la
energía en el SIC, mencionando que en los últimos 10 años los precios de la energía han subido desde 30US$/MWh
a alrededor de 100 US$/MWh, recordando que varias de las últimas licitaciones eléctricas han sido declaradas
desiertas.
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 Endesa aprueba inversión para Central Los Cóndores: Luego del acuerdo alcanzado con los regantes de la zona,
para optimizar el uso de los recursos hídricos del embalse de la Laguna del Maule, Endesa Chile anunció que aprobó
una inversión por US$ 661,5 millones para la construcción de la central hidroeléctrica Los Cóndores. La compañía
inició las primeras acciones en terreno para comenzar la construcción de la central, activando una serie de trabajos en
materia ambiental y de adecuación de los terrenos en la zona cordillerana de la comuna de San Clemente, necesarios
para la instalación de los campamentos y equipos de construcción de las obras, informó la empresa este martes. La
iniciativa contará con una capacidad instalada de 150 MW, con una generación media anual de 642 GWh.
 Corte de Coyhaique rechaza recurso de protección contra proyecto hidroeléctrico Río Cuervo: Se rechazó el
recurso presentado por organizaciones ecologistas y ciudadanas en contra del estudio de impacto ambiental. Sin
embargo determinó obras de mitigación del proyecto desarrollado por Energía Austral. La obra considera una
inversión estimada de US$733 millones y tendría una capacidad instalada de 640 MW y se ubicaría al interior de la
comuna de Puerto Aysén, en la Región de Aysén.
 Alstom obtiene contrato de suministro para central de BHP Billiton: Alstom se adjudicó contratos avaluados en
más de US$139 millones por el suministro de turbinas y la prestación de servicios de largo plazo para la central de
ciclo combinado Kelar en la II Región de Chile. Por su parte la compañía Ferrovial de España llegó a un acuerdo con
Endesa por US$ 250 millones para ejecutar este año y por los próximos cuatro obras de la central Los Cóndores.
 Francesa Total invertirá más de US$300 millones en nuevo proyecto solar: GasAndes pondrá en funcionamiento
los nuevos paneles fotovoltaicos SunPower que ofrecen una mayor cantidad de electricidad durante su vida útil. Son
los más eficientes que existen hoy en el mercado y alcanzan una capacidad de 25 kW. Con ellos se inaugurará el
mayor sistema solar fotovoltaico de la Región Metropolitana, iniciativa que se suma a Salvador (70 MW) que están
desarrollando en la Tercera Región y que implicará una inversión por US$ 200 millones.
 Endesa adquiere GasAtacama por US$309 millones: Enersis -controladora de Endesa Chile- decidió adquirir el
50% restante de Inversiones Gas Atacama Holding Limitada por un monto de US$309 millones. Se señala que
Origin perdió el negocio porque, para evitar eventuales conflictos legales, activó la opción de compra que tenía la
filial de Enersis.
 Terremoto provocó pérdida del 30% del abastecimiento eléctrico del SING: Tres unidades generadoras se
desconectaron del sistema quedando fuera de servicio, al mismo tiempo que se produjo la desconexión de
instalaciones de transmisión y consumos, originando una restricción cercana al 30% del consumo. Ese fue el reporte
que entregó a pocos momentos del sismo el CDEC-SING. Por su parte las empresas distribuidoras eléctricas del
norte comentaron los detalles de las fallas registradas a raíz del terremoto que afectó a la zona del Norte Grande.
Luego, a las 23: 39 horas se procedió a energizar la Subestación Cóndores iniciando con ello la recuperación parcial
de la ciudad de Iquique. A las 23:55 horas, en tanto se energizó la Subestación Parinacota, iniciando la recuperación
parcial de la ciudad de Arica, aunque luego por una réplica hubo que “retroceder” en la reposición del servicio.
 Máximo Pacheco al timón de la Enap: Enfasis en GNL y la exploración de yacimientos: La semana pasada el
ministro de Energía debutó en la presidencia de la empresa estatal. Comprometió recursos frescos y tomó medidas
para mejorar la seguridad.
 Eléctricas e industrias pagarían hasta US$ 350 millones por “impuestos verdes”: En Seminario de SOFOFA “El
shock eléctrico que el país necesita”, representantes de la industria eléctrica alertaron sobre el efecto en los precios
que tendría el impuesto a las emisiones, siendo “el más duro Felipe Cerón, gerente general de Aes Gener, señalando
que los impuestos verdes impulsarán más de 22% del costo de la energía para los usuarios finales, si el proyecto
queda así; mientras que Gdf Suez señalaron que habría que gravar a todo el que emita CO2. En general, hay
coincidencias entre los representantes de que es urgente agilizar la inversión de los proyectos y se debe retomar la
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transmisión, pero también hay discrepancias, sobre todo en materia tributaria. Actualmente el 35% de las emisiones
de CO2 provienen de la generación termoeléctrica.
 Medio Ambiente relativiza impacto de "impuestos verdes": Sólo 20 mineras pagarán más por la luz: Mientras
las eléctricas estarían divididas por impuestos verdes incluidos en la reforma tributaria, y en especial los
representantes de AES Gener han sostenido que las medidas son "preocupantes y no van en el sentido correcto",
desde GDF Suez dijeron que "no somos contrarios". Por su parte el titular de la cartera de Medio Ambiente, Pablo
Badenier, dijo que el gravamen tiene por objetivo que las empresas busquen tecnologías menos contaminantes, y las
generadoras, por ejemplo, puedan pasar del carbón al GNL.
 Rudolf Araneda: regulación debe garantizar acceso a los terminales de regasificación: Ante críticas por el
acceso al terminal, Jean-Michel Cabanes, de GNL Mejillones, destacó que están trabajando para potenciar la
utilización de su terminal mediante el transporte terrestre del combustible y el desarrollo de plantas satélites y mini
terminales. Por su parte, Rudolf Araneda, de GasAtacama, se refirió a los alcances del proyecto de construir un
terminal de regasificación en Mejillones, donde Endesa estudia sumarse pues ahora la empresa ostenta ahora el 100%
de la generadora, tras pagar US$309 millones. Otra alternativa sería desarrollar un proyecto alternativo en la bahía de
Mejillones.
 Gerente de Colbún y la crisis eléctrica: “Es bueno que el Estado tome el liderazgo y que se juegue porque las
cosas se hagan”: Ignacio Cruz, Gerente de Colbún, respecto a HidroAysén y su deambular por el Comité de
Ministros, señaló que “más que evaluarlo, lo que queremos es que la institucionalidad funcione y eso hemos buscado
siempre. Cuando deja de funcionar ponemos en riesgo no sólo la situación específica, sino todas aquellas que vienen
detrás”, opinó.
 Ministros mantienen Agenda Energética dentro de los primeros 100 días de Gobierno: Los titulares de diversas
carteras se reunieron la mañana del martes en Hacienda para trabajar en el detalle de las medidas. Por su parte
representantes de las eléctricas Colbún, Endesa, CGE, Copec y Transelec -en carta a los accionistas de las empresas
que lideran- señalaron que diagnóstico se conoce, por lo que le piden al Gobierno y al Congreso actuar para enfrentar
la falta de desarrollo del sector. Piden nuevas políticas para fomentar la inversión y evitar que el país pierda
competitividad. Por otra parte El dueño de Empresas Copec (Angelini) señaló que sin usar energías tradicionales,
será imposible satisfacer la demanda energética, por lo que Chile no puede darse el lujo de escoger que energía usar.
 Grupo de canalistas demanda a Colbún: Según la asociación de canalistas, la eléctrica habría desplegado un
ejercicio abusivo de acciones judiciales y administrativas “con el solo propósito de impedir la entrada y el
funcionamiento de la Central Hidroeléctrica Trupán”.
 CGE Distribución lanza por novena vez licitación para adjudicar suministro eléctrico: El gerente general de la
concesionaria, Christian Saphores, explicó que la subasta considera un precio corregido de 125 US$/MWh, superior
a los 120,1 US$/MWh del proceso anterior que se declaró desierto.
 Ministro Pacheco: Mineras deben integrar el ahorro energético con mirada de largo plazo: La autoridad resaltó
que hay que tomar medidas en el corazón de las mineras, como la eficiencia energética, más allá de acciones
puntuales como el asociarse a proyectos energéticos. Por su parte Joaquín Villarino, presidente ejecutivo del Consejo
Minero, comentó que las compañías están interesadas en bajar su consumo eléctrico, pero factores externos limitan
su capacidad de ahorro energético y que también es relevante que los demás sectores económicos también lo hagan.
 CNE destaca que interconexión permitirá aumentar la competencia: En el marco de la cumbre energética de
Cesco, Andrés Romero, secretario ejecutivo de la CNE se refirió a los alcances del proyecto de interconexión del
SIC y SING, y sus impactos sobre el sistema.
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1.- GENERACIÓN
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A.- Nuevos Actores, Centrales y Fuentes
1.1.- Endesa aprueba inversión para Central Los Cóndores (Fuente: Terra, 01.04.14): Endesa Chile puso en marcha
las primeras acciones para iniciar la construcción de la central hidroeléctrica Los Cóndores, en la Región del Maule,
activando una serie de trabajos en materia ambiental y de adecuación de los terrenos en la zona cordillerana de la
comuna de San Clemente, necesarios para la instalación de los campamentos y equipos de construcción de las obras,
informó la empresa este martes. El avance en la iniciativa se realizó de manera posterior a los acuerdos alcanzados con
los regantes de la zona, que establece el compromiso de optimizar los recursos del embalse de la Laguna del Maule y el
cumplimiento del Convenio de Regulación del río Maule que rige desde 1947. El Directorio de Endesa Chile acordó, el
pasado 27 de marzo, autorizar a la compañía a realizar una inversión por US$661,5 millones para la construcción del
proyecto hidroeléctrico Los Cóndores, y adjudicar el contrato de obras civiles al Consorcio Ferrovial Agroman,
adjudicación que se formalizó el 31 de marzo. El plazo para llevar a cabo las obras civiles (que contemplan, entre otros,
bocatoma, túnel de aducción, pique de presión, caverna de máquinas y canal de descarga) será de cerca de cinco años, y
se espera que la central entre en operación comercial el cuarto trimestre de 2018. El proyecto Los Cóndores contará con
una capacidad instalada de 150 MW, con una generación media anual de 642 GWh. La central, que tendrá un factor de
planta de 48%, utilizará las aguas del embalse de la Laguna del Maule, a través de un túnel de aducción de 12
kilómetros, que será excavado con máquina tunelera, y una caverna de máquinas, que alojará las dos unidades de
generación tipo pelton de eje vertical.
1.2.- Endesa Realizará Inversión de Más de US$660 Millones Para Construcción de Central los Cóndores
(Fuente: Estrategia, 01.04.14): Endesa Chile puso en marcha las primeras acciones para iniciar la construcción de la
central hidroeléctrica Los Cóndores, en la Región del Maule, activando una serie de trabajos en materia ambiental y de
adecuación de los terrenos en la zona cordillerana de la comuna de San Clemente, necesarios para la instalación de los
campamentos y equipos de construcción de las obras. El avance en la iniciativa se realizó de manera posterior a los
acuerdos alcanzados con los regantes de la zona, que establece el compromiso de optimizar los recursos del embalse de
la Laguna del Maule y el cumplimiento del Convenio de Regulación del río Maule que rige desde 1947. El Directorio
de Endesa Chile acordó, el pasado 27 de marzo, autorizar a la compañía a realizar una inversión por un importe de
US$661,5 millones para la construcción del proyecto hidroeléctrico Los Cóndores, y adjudicar el contrato de obras
civiles al Consorcio Ferrovial Agroman, adjudicación que se formalizó el 31 de marzo. El plazo para llevar a cabo las
obras civiles (que contemplan, entre otros, bocatoma, túnel de aducción, pique de presión, caverna de máquinas y canal
de descarga) será de cerca de cinco años, y se espera que la central entre en operación comercial el cuarto trimestre de
2018. El proyecto Los Cóndores contará con una capacidad instalada de 150 MW, con una generación media anual de
642 GWh. De esta manera, Endesa Chile, filial del Grupo Enersis, confirma su compromiso con el desarrollo eléctrico
del país, aportando energía limpia, renovable y de bajo costo de operación. La central, que tendrá un factor de planta de
48%, utilizará las aguas del embalse de la Laguna del Maule, a través de un túnel de aducción de 12 kilómetros, que
será excavado con máquina tunelera, y una caverna de máquinas, que alojará las dos unidades de generación tipo pelton
de eje vertical. Endesa Chile realizó una serie de optimizaciones al diseño de las obras, las que fueron aprobadas por la
autoridad ambiental a fines de 2011. Las mejoras modificaron las obras de aducción en el tramo comprendido entre el
embalse de la Laguna del Maule y la quebrada de Lo Aguirre Chico y las obras de la zona de caída, pasando a ser
completamente subterráneas. Estas optimizaciones permitirán una disminución considerable de la superficie a utilizar,
con un beneficio ambiental directo sobre el paisaje, suelo, vegetación y fauna existente en la zona. Dentro de las obras
principales destacan el túnel de aducción; la caverna de máquinas de 80 metros de longitud y 30 metros de ancho; el
túnel inferior y pique vertical, de 470 metros de alto; las obras subterráneas de evacuación; el túnel de acceso a la
caverna de máquinas y la ventana de construcción en el sector Lo Aguirre. Para la obra del túnel de aducción se
utilizará el método constructivo con máquina tunelera del tipo doble escudo -Tunnel Boring Machine (TBM)- que
permite disminuir el uso de explosivos. Esta es la primera vez que se emplea este tipo de tunelera en plena zona
cordillerana, permitiendo un menor impacto en el medio. La TBM fractura la roca en trozos mediante la acción
combinada de la rotación y el empuje continuo de una cabeza de corte. El revestimiento del túnel se realizará en
paralelo a medida que se avanza en la excavación mediante el uso de dovelas de hormigón prefabricadas. Un total
compromiso para optimizar los recursos hídricos de la cuenca del embalse de la Laguna del Maule, especialmente en
escenarios de escasez, fue la base del acuerdo que alcanzaron, a fines de febrero, los regantes de la zona, a través de la
Junta de Vigilancia del Río Maule y Endesa Chile, y que permite viabilizar la construcción y operación del proyecto
hidroeléctrico Los Cóndores. El acuerdo establece la participación conjunta de todos los usuarios de la Junta de
Vigilancia del Río Maule para un uso óptimo de los recursos hídricos. Para ello, se establecerán mecanismos de
acuerdos para enfrentar de mejor forma los periodos de escasez, siempre en el marco del Convenio de Regulación del
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rio Maule de 1947. En este sentido, la Dirección de Obras Hidráulicas (DOH) del Ministerio de Obras Públicas (MOP),
será la única administradora del Convenio de Regulación del rio Maule de 1947, así como de las obras que este
contempla. Por su parte, la operación de la central Los Cóndores no modificará el régimen general de regulación del río
y del embalse de la Laguna del Maule. Además, el acuerdo contempla implementar o mejorar los mecanismos de
predicción de monitoreo de agua caída en la cuenca, junto con planes de apoyo a la tecnificación del riego, para
aprovechar de mejor forma las aguas. Asimismo, las partes estudiarán las bases para la eventual incorporación de
Endesa Chile como accionista de la Junta de Vigilancia. Con la firma del acuerdo, Endesa Chile se compromete a
operar la central Los Cóndores según los protocolos Ad Referéndum, del 17 de octubre de 2013 y del 28 de febrero de
2014. Ante una eventual modificación a los protocolos, la compañía deberá informar a la Junta de Vigilancia del Río
Maule, la que podrá formular observaciones.
1.3.- Enel Green Power inicia construcción de planta híbrida en la segunda región (Fuente: Diario Financiero,
01.04.14): Enel Green Power anunció hoy que ya inició la construcción de una planta renovable en la localidad de
Ollagüe (Segunda Región), en la frontera con Bolivia. El proyecto, que combina fotovoltaico, un generador de turbina
mini eólica y sistemas de cogeneración para la producción tanto de electricidad como de agua caliente para el colegio de
la localidad, tiene una capacidad instalada prevista de 232 KW así como una capacidad de producción equivalente a
unos 460 MWh al año, correspondientes a las necesidades de 150 familias. La planta será del tipo "stand alone", es
decir, que no se conectará a la red eléctrica nacional y tendrá un sistema de acumulación electroquímico de 520 kWh,
capaz de gestionar todas las necesidades técnicas de la red. Gracias a este proyecto, que se pondrá en marcha durante el
segundo semestre de 2014, los habitantes de la zona podrá disponer por fin de energía eléctrica las 24 horas. La
aportación de estas energías renovables compensarán el consumo de cerca del 85% del tiempo, limitando a los meses
invernales el uso del grupo electrógeno que había a disposición. Una vez realizada, la nueva planta será cedida al
Municipio de Ollagüe, que se ocupará de la manutención, mientras que EGP gestionará la optimización del
funcionamiento, el control y la puesta en marcha de nuevas soluciones para la integración de otras tecnologías
renovables y de acumulación electroquímica. El proyecto prevé la participación de la empresa local "Minera EL
ABRA" que financiará su construcción con una cuota del 30%, y ha contado con el apoyo de la Secretaría Regional
Ministerial de la Región de Antofagasta. En colaboración con la Universidad de Chile se realizarán investigaciones
comparativas sobre el funcionamiento de las plantas y de cada componente, con especial atención en los módulos
fotovoltaicos innovadores, los componentes electrónicos y acumuladores electroquímicos. Todo ello en una ubicación
caracterizada por condiciones medioambientales extremas, como la elevada altitud (3.700 m por encima del nivel del
mar), fuertes excursiones térmicas y fuerte radiación solar. La realización del proyecto, en línea con los objetivos de
crecimiento e investigación así como de innovación establecidos en el plan industrial de Enel Green Power, requerirá
una inversión de unos US$3 millones.
1.4.- Endesa avanza en proyectos en terrenos licitados por el Gobierno de Piñera (Fuente: Pulso, 01.04.14): Endesa
Chile ya inició el trabajo para el desarrollo de los proyectos eléctricos que busca levantar en los dos terrenos que se
adjudicó luego de una licitación llevada a cabo por el Ministerio de Bienes Nacionales en la administración de
Sebastián Piñera. “Creemos que este proceso ya está terminado y adjudicado. Considero que el gobierno utilizó un
mecanismo muy adecuado para proceder. Además, creo que con este proceso de licitación de Bienes Nacionales se ha
dado una señal positiva de lo importante que es el ordenamiento territorial para avanzar en recuperar la competitividad
que se está frenando por la no realización de proyectos”, dijo a PULSO Ignacio Antoñanzas, gerente general de Enersis,
matriz de Endesa Chile. No obstante, tras asumir el gobierno de Michelle Bachelet, el nuevo ministro de Bienes
Nacionales, Víctor Hugo Osorio, anunció que su cartera hará una “revisión y auditoría” frente a las licitaciones de
Piñera. La idea, dijo, es saber en qué pie quedaron los contratos de la propiedad fiscal y la estructura del personal del
ministerio, luego que estos se firmaran casi al término de la administración anterior. Según ha dicho de manera pública
el ministro Osorio, es “público y notorio que aquí se realizaron licitaciones muy cercanas del término de la
administración anterior. Hubiera sido deseable que eso no ocurriera, pero de todas maneras nosotros vamos a revisar
estas situaciones sin que tengamos un prejuicio o un prejuzgamiento de situaciones. Lo vamos a hacer por mayor
certeza, seguridad y por un principio de transparencia”. ¿Qué dice la empresa? “No hemos recibido ningún llamado del
Ministerio de Bienes Nacionales”, dice Ignacio Antoñanzas. Cabe recordar que la primera quincena de enero el
Ministerio de Bienes Nacionales lanzó un proceso para ofrecer concesiones a 50 años de paños entre las regiones de
Tarapacá y Atacama aptos para centrales a gas o carbón, por al menos 2.450 MW, para que fuesen adjudicados entre
fines de febrero y principios de marzo de este año. Uno de los requisitos principales para el adjudicatario es que éste
tendrá la obligación de levantar una central eléctrica de al menos 350 MW en ese lugar. Los ganadores ya fueron
notificados de los resultados de este proceso. La empresa que resultó más beneficiada fue, precisamente, Endesa, que se
quedó con dos sitios.
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“Los proyectos que tenemos definidos para los terrenos recientemente adjudicados son de carácter térmico. En cuanto a
lo otro (inversión y capacidad), aún queda mucho por definir”, destaca el gerente general de Enersis. Endesa se adjudicó
Tames II en Mejillones, lo que implica una arremetida de la empresa en el SING, en el que hasta ahora tiene un lugar
secundario -a diferencia del SIC, donde lidera- mediante la central Tarapacá y GasAtacama. En el norte, la empresa
controlada por Enersis está muy lejos de los dos primeros actores del SING: E-CL, ligada a GDF Suez, y AES Gener.
1.5.- Enel comienza la construcción de una planta híbrida con capacidad instalada de 232 kW (Fuente: Revista
Electricidad, 02.04.14): La empresa energética Enel Green Power anunció el comienzo de las obras de un proyecto que
combina un sistema fotovoltaico, una turbina mini eólica y varios sistemas de cogeneración para la producción de
electricidad y agua caliente. El conjunto se gestionará a través de un sistema de acumulación y estiman que cumplirá con
la necesidad energética de la localidad de Ollagüe. Según informa la compañía, la nueva planta cuenta con un sistema de
almacenamiento que garantizará el suministro eléctrico las 24 horas, “maximizando el uso de fuentes renovables
disponibles en el territorio”. La capacidad instalada del proyecto es de 232 KW, además de una capacidad de producción
equivalente a unos 460 MWh al año que se dirigirán a 150 familias. Sin embargo, la principal característica del proyecto
es que se trata de una planta del tipo stand alone, que no se conectará a la red eléctrica y con un sistema de acumulación
electroquímico de 520 kWh.
1.6.- Endesa asegura que HidroAysén es un proyecto "difícil pero viable" (Fuente: Diario Financiero, 03.04.14): El
gerente general de Endesa Chile, Joaquín Galindo, dijo hoy que HidroAysén es un proyecto "difícil, pero viable" y
reconoció que era importante el diálogo con las autoridades de gobierno, que se han manifestado más bien reacias a
avanzar en ese complejo de centrales hidroeléctricas. "Se trata de tener una relación franca y sincera con las
autoridades", dijo Galindo en el marco del seminario organizado por Sofofa: El schok eléctrico que el país necesita”.
Cabe consignar que tanto la presidenta Bachelet como el ministro de Energía, Máximo Pacheco, han sostenido que en
las actuales condiciones el megaproyecto energético en la XI Región "es inviable". Por otra parte, el ejecutivo no
descartó impulsar otras fuentes de energía como el carbón para generar electricidad. "Nosotros desarrollamos todo y
queremos desarrollar lo que quiera el país", dijo Joaquín Galindo. Por otra parte, el gerente General de Endesa, como
muchos otros actores de la matriz energética lo han hecho, indicó que una de las consecuencias del encarecimiento de la
energía eléctrica es la pérdida de competitividad del país en relación con las economías vecinas. Por ello Galindo no ve
sólo un problema en el incremento del valor en los costos de operación de la generación de electricidad, sino que
también en su impacto en la productividad. "Este encarecimiento, lo que está claro, ha provocado una pérdida de
competitividad de Chile en relación a sus países vecinos", indicó y además atribuyó este efecto que la matriz energética
se ha desplazado "claramente" hacia una generación térmica. Como consecuencia de ello, recordó que para "cubrir esa
demanda es necesario de unos costos de operación térmica del año 2004 de US$ 230 millones a casi US$ 2.300 millones
en el 2015". Ante esto, Galindo indicó que se la demanda se mantiene "creciente" y calculó que dentro de un plazo de
una década, ésta crecerá en torno al 3,5% por año. "Evidentemente se ha agravado porque el sistema para cubrir la
demanda que se mantiene creciente y se mantendrá creciente en los próximos años en el torno en el pasado estaba 3,5%.
La energía mantendrá también esa misma senda en los próximos 10 años", concluyó.
1.7.- Endesa aprueba inversión para Central Los Cóndores (Fuente: Terra, 01.04.14): Endesa Chile puso en marcha
las primeras acciones para iniciar la construcción de la central hidroeléctrica Los Cóndores, en la Región del Maule,
activando una serie de trabajos en materia ambiental y de adecuación de los terrenos en la zona cordillerana de la
comuna de San Clemente, necesarios para la instalación de los campamentos y equipos de construcción de las obras,
informó la empresa este martes. El avance en la iniciativa se realizó de manera posterior a los acuerdos alcanzados con
los regantes de la zona, que establece el compromiso de optimizar los recursos del embalse de la Laguna del Maule y el
cumplimiento del Convenio de Regulación del río Maule que rige desde 1947. El Directorio de Endesa Chile acordó, el
pasado 27 de marzo, autorizar a la compañía a realizar una inversión por US$661,5 millones para la construcción del
proyecto hidroeléctrico Los Cóndores, y adjudicar el contrato de obras civiles al Consorcio Ferrovial Agroman,
adjudicación que se formalizó el 31 de marzo. El plazo para llevar a cabo las obras civiles (que contemplan, entre otros,
bocatoma, túnel de aducción, pique de presión, caverna de máquinas y canal de descarga) será de cerca de cinco años, y
se espera que la central entre en operación comercial el cuarto trimestre de 2018. El proyecto Los Cóndores contará con
una capacidad instalada de 150 MW, con una generación media anual de 642 GWh. La central, que tendrá un factor de
planta de 48%, utilizará las aguas del embalse de la Laguna del Maule, a través de un túnel de aducción de 12
kilómetros, que será excavado con máquina tunelera, y una caverna de máquinas, que alojará las dos unidades de
generación tipo pelton de eje vertical.
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1.8.- "Estamos orgullosos de Alto Maipo" (Fuente: Diario Financiero, 04.04.14): En medio de su intervención, el
gerente general de AES Gener, Felipe Cerón, fue interrumpido por protestas contra el proyecto de Alto Maipo. El
ejecutivo se defendió de los ataques señalando que "estamos orgullosos del proyecto, que es muy amigable con el medio
ambiente, tiene un 95% de obras subterráneas y le da gran suministro a la ciudad de Santiago".
1.9.- Rechazan recurso contra proyecto hidroeléctrico Río Cuervo (Fuente: Terra, 04.04.14): La Corte de
Apelaciones de Coyhaique rechazó el recurso de protección presentado por vecinos y organizaciones de la Región de
Aysén en contra del Estudio de Impacto Ambiental de la represa río Cuervo, de Energía Austral. “El proyecto amenaza
al derecho a la vida y la integridad física y psíquica, establecido en el artículo 19 número 1 de la Constitución; amenaza,
perturbación y privación de la garantía de la igualdad ante la ley, establecida en el artículo 19 número 2 de la
Constitución y amenaza y perturbación al derecho a vivir en un medio ambiente libre de contaminación”, dicen los
recurrentes. La obra considera una inversión estimada de US$733 millones y tendría una capacidad instalada de 640
MW y se ubicaría al interior de la comuna de Puerto Aysén, en la Región de Aysén. La central Cuervo se enmarca
dentro del proyecto complejo Energía Austral, la segunda mayor iniciativa hidroeléctrica después de HidroAysén, y que
además incluye las centrales Blanco (360 MW) y Cóndor (54 MW), que inyectarán energía al SIC.
1.10.- Corte de Apelaciones de Coyhaique da luz verde a proyecto Río Cuervo, pero impone nuevas condiciones
(Fuente: La Tercera, 07.04.14): Tras casi siete meses, la Corte de Apelaciones de Coyhaique rechazó los recursos de
protección presentados por ambientalistas en contra del proyecto hidroeléctrico Río Cuervo, el segundo mayor en la
zona de Aysén, después de HidroAysén. En 2013, la iniciativa obtuvo aprobación ambiental y luego la Suprema exigió
realizar estudios geológicos en la zona en que se ubicará la central Río Cuervo. El proyecto contempla la construcción
de tres centrales hidroeléctricas (Cuervo, Cóndor y Blanco) en Aysén, que tendrán una capacidad instalada de 1.100
MW. Sólo Río Cuervo aportaría 600 MW y demandará una inversión de US$ 770 millones. Desde su ingreso a
evaluación ambiental, en 2009, la firma ha presentado cuatro adendas y respondido 1.376 observaciones. En votación
dividida -dos a uno- el tribunal de alzada determinó que los recursos presentados eran extemporáneos y que la
Resolución de Calificación Ambiental (RCA) otorgada en septiembre del año pasado cumplía con la legalidad vigente.
“La Corte estima que la RCA impugnada no es arbitraria ni ilegal. No ha vulnerado las garantías constitucionales
denunciadas, sobre el derecho a la vida y a la integridad física o psíquica de los recurrentes, así como la garantía de vivir
en un ambiente libre de contaminación”, dijo. Un abogado ambiental explica que, en este caso, el rechazo de los
recursos de protección estuvo fundado en definiciones de fondo, lo que sería beneficioso para la firma. Asimismo,
ambientalistas anunciaron que apelarán la decisión. El tribunal puso nuevas exigencias al proyecto. Entre ellas, la
realización de un segundo estudio que incluya información de fuentes sismogénicas, según las estipulaciones de
Sernageomín. También estimó necesario realizar un plan de monitoreo del nivel de las aguas subterráneas en el sector de
Portezuelo, el que se deberá presentar a la autoridad antes de comenzar el llenado del embalse. La firma deberá,
también, crear canales de información abiertos a la comunidad, entre otros puntos. Energía Austral valoró la decisión de
tribunal, y dijo que continúa estudiando la alternativa de una línea de transmisión submarina para evacuar la energía
hacia el SIC.
1.11.- Inaugurarán el mayor sistema solar fotovoltaico de la Región Metropolitana (Fuente: El Ciudadano,
08.04.14): Para mejorar el impacto ambiental, la empresa GasAndes, dará inicio al complejo “Oasis”, un conjunto de
paneles fotovoltaicos capaz de generar 60.000 KWh al año. El proyecto abastecerá a un 20% del consumo de energía
eléctrica del centro de operaciones de la empresa, ubicado en San Bernardo. Este proyecto de generación eléctrica a base
de paneles fotovoltaicos compuestos de silicio –los más potentes y fiables del mercado-, será la base más grande de la
Región Metropolitana. Los paneles solares, al tener una mayor cantidad de electricidad durante su vida útil, permiten
poder contar con un centro demostrativo que sirva para futuros trabajos en materia industrial, comercial y habitacional
del país. La tecnología empleada trabaja con células solares de alta eficiencia, que junto a un revestimiento anti
reflectante, incrementan la absorción de luz solar. El gerente general de GasAndes, Raúl Montalva, explicó que el
proyecto representa “una forma concreta y eficiente de implementar nuevas alternativas de ERNC, porque dicho sistema
permitirá generar 60.000 KWh por año, lo que representa el 20% del consumo de GasAndes, y ahorros en gastos
eléctricos que permitirán amortizar el proyecto en menos de 10 años”, afirmó. GasAndes comenzará una segunda etapa
en que la instalación se expanda para así ser capaz de generar un 60% de sus necesidades eléctricas, a través de ventajas
y potencialidades que entrega la energía solar como fuente de electricidad limpia, de bajo costo y sustentable. Este
sistema fotovoltaico representa una versión demostrativa y en pequeña escala, del sistema Oasis que actualmente
SunPower –empresa norteamericana que trabaja en conjunto con GasAndes- construye en la Región de Atacama, con su
proyecto denominado “PV Salvador” (70MW) el cual se espera que esté en funcionamiento durante el primer trimestre
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de 2015. Bernard Clément, representante de SunPower, dijo que el objetivo de la compañía es “transformar la energía
solar en energía convencional, cambiando la forma de pensar el mundo en términos energéticos”. La electricidad
fotovoltaica, según Bernard, es una propuesta que para Chile resulta muy convincente debido a la gran cantidad de
radiación solar que existe, sobre todo en el norte.
1.12.- Francesa Total invertirá más de US$300 millones en nuevo proyecto solar (Fuente: El Mercurio, 10.04.14):
Un proyecto de energía solar de 150 MW, que involucrará una inversión superior a los US$ 300 millones, desarrollará la
empresa francesa Total en nuestro país. La iniciativa se suma al proyecto Salvador (70 MW) que están construyendo en
el SIC en la Tercera Región. Esta iniciativa requerirá unos US$ 200 millones. El presidente de Marketing y Servicios y
Nuevas Energías y miembro del Comité Ejecutivo de Total, Phillippe Boisseau, precisó que el nuevo parque solar
inyectará energía al SING. Agregó que el modelo de negocios en esta oportunidad será similar al de Salvador desde el
punto de vista de la obtención de permisos, terrenos para ubicar la iniciativa y su financiamiento. En el caso de Salvador
el proyecto se emplaza en 133 hectáreas bajo la modalidad de arriendo de largo plazo al Estado. Mientras que el
desarrollo de éste correrá por cuenta de Total y de sus socios de Etrion, y Solventus Energías Renovables. Aunque
Boisseau precisó que en el caso de la nueva iniciativa aún no hay nada cerrado con ningún inversionista. Este nuevo
parque, al igual que Salvador, también apunta a la venta de energía al mercado spot . Aunque precisó que este segmento
“en el SING no es tan fluido como el SIC. Entonces habrá que buscar clientes y firmar contratos de más largo plazo”.
Boisseau afirmó también que el portafolio para Chile en ERNC -contando las dos iniciativas mencionadas- contempla
cuatro parques solares en cuatro años. Este negocio lo desarrollarán a través de una filial en nuestro país que se llamará
“Total Nuevas Energías Chile”. Añadió que su oferta bajo este nuevo segmento de negocios en Chile también incluirá
unidades de generación diésel, que se combinarán con iniciativas solares.
1.13.- Empresa española se adjudica construcción de hidroeléctrica en El Maule (Fuente: Emol, 10.04.14):
Ferrovial, a través de su filial de construcción Ferrovial Agroman, se ha adjudicado la obra civil de la central
hidroeléctrica de Los Cóndores (Chile), propiedad de Endesa, por US$ 250 millones. Según informó la compañía
española en un comunicado, el proyecto incluye la construcción un túnel de aducción, de 12 kilómetros de longitud; la
caverna de máquinas, de 40 metros de altura, y el túnel de presión blindado, con un desnivel de 470 metros. Ferrovial
también ejecutará las obras subterráneas de evacuación y el túnel de acceso a la caverna de máquinas. La central de Los
Cóndores está situada en la región de Maule y contará con una capacidad instalada de 150 MW. Los trabajos
comenzarán este año y se prolongarán durante cuatro más. Ferrovial está presente desde 1990 en Chile, donde, entre
otros proyectos, ha construido la sede de Telefónica en el país y participado en obras del metro de Santiago.
1.14.- Seremi destaca ampliación de planta fotovoltaica en Vicuña (Fuente: Ministerio de Energía, 14.04.14): En un
50% de avance se encuentra la construcción de la planta fotovoltaica Tambo Real II, la primera central solar del país que
se conectó al SIC, y que fue visitada por el Seremi de Energía de Atacama y Coquimbo, Marcelo Salazar. La autoridad
constató los trabajos realizados por la empresa Kaltemp en la instalación de los módulos cristalinos de 240 watts cada
uno, la habilitación de inversores, un transformador, además del cableado y otras labores que permitirán aumentar la
capacidad instalada a 2,94 MW. Según indicó Antonio Boetsch, uno de los gestores de este proyecto, al tener el 50% de
la planta ya construida, Tambo Real II está en condiciones de efectuar las pruebas de conexión. Luego de ello, se estima
que a mediados de mayo la granja solar estará operativa para entregar energía limpia y renovable al SIC, a través de una
línea de distribución de 23 kV. Boetsch destacó que en esta segunda etapa la firma utilizó ingeniería y técnicos chilenos
“lo cual es un avance para el país, porque estamos haciendo algo que está quedando acá, así como los recursos y la
experiencia, lo que nos orgullece”. Según el representante, la energía que producirá este proyecto (6 GWh) es similar al
consumo de 3 mil viviendas. La inversión total asciende a unos 3,5 millones de dólares. El Seremi de Energía de
Atacama y Coquimbo, Marcelo Salazar, calificó de provechosa esta visita al constatar una iniciativa líder en la Región.
“Este proyecto representa un modelo de negocio rentable, sustentable y coherente con las necesidades locales de la zona.
Es importante mencionar que existen las condiciones humanas, ambientales y productivas en los tres valles
transversales, por tanto, es posible identificar un potencial real para el desarrollo de estos proyectos de generación
complementaria”. La autoridad comentó también que “mediante estas iniciativas es posible inyectar significativas
cantidades de energía en zonas periféricas de la red, satisfaciendo necesidades locales de consumo, lo cual permite
liberar capacidad de transmisión troncal del sistema. Por eso este tipo de proyectos genera una posición estratégica
territorial de la producción eléctrica de la Región, lo que consideramos clave para el futuro desarrollo de la generación
sin la saturación en transmisión y distribución”.
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B.- Demanda y Generación Eléctrica
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1.15.- Terremoto provocó pérdida del 30% del abastecimiento eléctrico del SING (Fuente: Diario Financiero,
02.04.14): Una pérdida de abastecimiento del 30% registró el SING, que abarca desde las regiones de Arica-Parinacota
hasta el sur de Antofagasta, fue la consecuencia del terremoto que afectó ayer a la zona norte del país. Ese fue el reporte
que entregó a pocos momentos del sismo el CDEC-SING, donde informaron que las zonas con mayores restricciones
fueron las ciudades de Arica e Iquique, donde el abastecimiento eléctrico para las zonas urbanas, que son abastecidas por
la distribuidora Emel, filial del grupo CGE, estaba cortado, fundamentalmente por razones de seguridad. El reporte
oficial determinó que en la ciudad de Iquique el número de personas afectadas era de 230 mil, mientras que en Arica el
número rondaba los 60 mil clientes, mientras que en Calama y Antofagasta, las otras dos ciudades importantes de la
zona, el abastecimiento no sufrió inconvenientes. Eliqsa y Emelari, las concesionarias de ambas ciudades, informaron
que tras el corte de suministro iniciaron los protocolos de seguridad para reponer el abastecimiento en la medida en que
las condiciones lo permitieran, considerando la evacuación por la alerta de tsunami. A los pocos minutos de ocurrido el
movimiento telúrico, el secretario ejecutivo de la CNE, Andrés Romero, y el superintendente de Electricidad y
Combustibles, Luis Avila, llegaron a las oficinas del CDEC-SING, donde se desplegaron los equipos técnicos y
comenzó la aplicación de los protocolos de emergencia en coordinación con la autoridad, para reponer la totalidad del
suministro del sistema. El ministro de Energía, Máximo Pacheco, se trasladó hasta la sede de la Onemi donde se
constituyó el comité de operaciones de emergencia. En un primer catastro se indicó que las centrales que abastecen al
SING, que casi en su totalidad son termoeléctricas, no reportaron mayores daños, salvo desconexiones de centrales
específicas, como fue el caso de Celta, de Endesa, aunque en términos generales no se reportaron daños graves a causa
del terremoto en las unidades que operan en esta zona, salvo una de las unidades (número 2 de 150 MW) del complejo
Mejillones que debió salir de operaciones. Fuentes del sector explicaron que una de los factores que evitó la caída del
SING fue la baja o desconexión de carga por parte de algunas operaciones mineras de la zona, que representan el 90%
de la demanda eléctrica de la red norteña.
1.16.- Telecomunicaciones: congestión en primeras horas y torres críticas con respaldo de energía (Fuente: Diario
Financiero, 02.04.14): A pesar de los cortes de luz presentados tras el terremoto ocurrido en la zona norte del país, el
subsecretario de Telecomunicaciones Pedro Huichalaf informó a través de su cuenta de Twitter que la infraestructura
crítica de telecomunicaciones de Arica, Iquique y Antofagasta cuenta con respaldo energético y, por lo tanto, tenía
autonomía de cuatro a ocho horas. En general, señaló que la red se encontraba operativa y que las redes fijas y móviles
presentaban congestión y en mucho menor medida la red de datos. Hasta el cierre de esta edición los ministros se
encontraban reunidos en el Comité de Emergencia. En tanto, en su reporte de las 23:00 hrs. señaló que los servicios de
telefonía habían respondido a la emergencia permitiendo principalmente la comunicación de las personas, a través de
mensajería y datos. “Como es habitual en una situación como ésta, se ha producido congestión en las líneas de voz. En
cuanto a la telefonía fija, las centrales de Arica e Iquique funcionan con normalidad gracias a los grupos electrógenos de
respaldo, pese al corte de energía de estas ciudades”. Por otro lado, en el momento del terremoto funcionó el Sistema de
Alerta de Emergencia (SAE), desarrollado por Subtel y las operadoras de telefonía móvil y que fue entregado en enero
pasado a ONEMI. El sistema permitió enviar automáticamente un mensaje vía texto a los teléfonos móviles que cuentan
con el sello de compatibilidad y están dentro del radio en que ocurrió la emergencia. Actualmente, el SAE está
disponible en 95 modelos de celulares, y partió con una base operativa cercana a los 3 millones y medio de equipo.
1.17.- CDEC-SING informa sobre restricciones en el Norte Grande de Chile tras terremoto (Fuente: CDEC-SING,
02.03.14): El CDEC-SING, informa que producto del terremoto ocurrido la noche del martes 1 de abril de 2014, tres
unidades generadoras se desconectaron del sistema quedando fuera de servicio, al mismo tiempo que se produjo la
desconexión de instalaciones de transmisión y consumos, originando una restricción cercana al 30% del consumo del
SING. Los principales consumos afectados correspondieron a las ciudades de Arica, Iquique, y Clientes Libres. Por su
parte, las ciudades de Antofagasta y Calama presentaron restricciones menores, las que fueron superadas a los pocos
minutos luego de sucedido el terremoto. El CDEC-SING inició de inmediato la aplicación del Protocolo de Emergencia,
estableciendo comunicación con los Centros de Control y las autoridades nacionales. A las 23: 39 horas se procedió a
energizar la Subestación Cóndores iniciando con ello la recuperación parcial de la ciudad de Iquique. A las 23:55 horas,
en tanto se energizó la Subestación Parinacota, iniciando la recuperación parcial de la ciudad de Arica. Al cierre del
presente comunicado, las instalaciones de generación y transmisión se encuentran normalizadas. Los consumos de Arica
e Iquique se recuperarán gradualmente conforme se normalicen las instalaciones de distribución.
1.18.- CDEC-SING destaca normalización de instalaciones eléctricas luego del terremoto (Fuente: CDEC-SING,
02.04.14): El CDEC-SING informó que producto del terremoto ocurrido la noche del martes 1 de abril de 2014, tres
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unidades generadoras se desconectaron del sistema quedando fuera de servicio, al mismo tiempo que se produjo la
desconexión de instalaciones de transmisión y consumos, originando una restricción cercana al 30% del consumo del
SING. Los principales consumos afectados correspondieron a las ciudades de Arica, Iquique, y Clientes Libres. Por su
parte, las ciudades de Antofagasta y Calama presentaron restricciones menores, las que fueron superadas a los pocos
minutos luego de sucedido el terremoto. El CDEC-SING inició de inmediato la aplicación del Protocolo de Emergencia,
estableciendo comunicación con los Centros de Control y las autoridades nacionales. A las 23: 39 horas se procedió a
energizar la Subestación Cóndores iniciando con ello la recuperación parcial de la ciudad de Iquique. A las 23:55
horas, en tanto se energizó la Subestación Parinacota, iniciando la recuperación parcial de la ciudad de Arica. Al cierre
del presente comunicado, las instalaciones de generación y transmisión se encuentran normalizadas. Los consumos de
Arica e Iquique se recuperarán gradualmente conforme se normalicen las instalaciones de distribución.
1.19.- CDEC - SING están disponibles para generación y transmisión (Fuente: Terra, 02.04.14): El CDEC-SING
informó que en materia de generación y transmisión las principales instalaciones de la zona norte del país se encuentran
disponibles y no existen restricciones para el normal funcionamiento del sistema y abastecimiento de la demanda, tras el
terremoto registrado el martes. Respecto al segmento de distribución, encargado de abastecer a los principales centros
urbanos de la zona, entregó un reporte correspondiente a las 11:10 horas. Al respecto, precisó que Antofagasta,
Tocopilla, Calama y las localidades aledañas, cuentan en este momento con abastecimiento normal. La ciudad de Arica e
Iquique se encuentra con restricciones parciales. En el caso de Arica, aproximadamente un 55% de la demanda de la
ciudad cuenta con suministro eléctrico, mientras que en Iquique se ha podido recuperar el 34% del suministro. La
normalización total de las redes de distribución de estas ciudades está siendo atendida por las empresas distribuidoras de
la zona (Emelari y Eliqsa), y se espera que luego de las tareas de inspección y normalización el suministro se regularice
gradualmente durante las próximas horas. El consumo de los clientes mineros abastecidos por el Sistema Interconectado
del Norte Grande, se encuentra cercano al 90% de su valor normal. "Cabe recordar que producto del terremoto ocurrido
la noche de ayer martes 1 de abril de 2014, tres unidades generadoras se desconectaron del sistema quedando fuera de
servicio, lo que implicó la desconexión de instalaciones de transmisión y consumos, originando una restricción cercana
al 30% del consumo total del SING", acotó. El CDEC-SING precisó que "se encuentra en plena aplicación del Protocolo
de Emergencia, establecido para este tipo de eventos, y mantiene una comunicación en línea con los 10 Centros de
Control del SING y las autoridades nacionales".
1.20.- Argentina solidariza con Chile y le envía energía eléctrica (Fuente: Diario Financiero, 03.04.14): La presidenta
argentina, Cristina Fernández, dijo hoy que llamó a su colega, Michelle Bachelet, para ofrecerle ayuda por el terremoto
de 8,2 grados de magnitud, y ya envió energía eléctrica para la zona afectada. En un acto en la sede del Ejecutivo,
Fernández expresó su "solidaridad con la desgracia y el momento que está atravesando la hermana República de Chile".
Fernández precisó que su país ya comenzó a enviar al norte de Chile, a través de la provincia argentina de Salta, 400
MW de electricidad para auxiliar a las poblaciones chilenas que se quedaron sin energía a raíz del fuerte sismo. El
terremoto de 8,2 grados de magnitud que sacudió el norte de Chile tuvo su epicentro bajo el mar, al suroeste de Iquique.
Fernández contó que este martes por la noche convocó a sus ministros de Defensa, Exteriores, Planificación, Seguridad,
Salud y Desarrollo Social para poner a disposición de Chile la ayuda necesaria. La mandataria dijo además que llamó
anoche a Bachelet para poner a su disposición "todos los esfuerzos" de Argentina.
1.21.- Alarmas de maremoto impiden restablecer de inmediato la electricidad (Fuente: El Mercurio, 03.04.14): “Era
como una boca de lobo”, fue una de las frases más repetidas entre las cerca de 160.000 personas que en 27 horas
tuvieron que evacuar dos veces Arica e Iquique luego de los terremotos de 8,2 y 7,6 Richter. El casi instantáneo corte de
energía eléctrica que afectó a ambas capitales regionales convirtió a la oscuridad en el mayor obstáculo para el avance
de las familias hacia zonas seguras y añadió dramatismo a la operación de emergencia. Pero aunque el sismo del martes
provocó daños menores en relación a su magnitud, las compañías eléctricas recién pudieron ingresar a trabajar en la
zona afectada en la mañana de ayer. Así, los evacuados pasaron la noche a la intemperie, iluminados por fogatas,
linternas o las luces de sus vehículos, sin saber qué pasaba en sus barrios o en sus hogares. Antes, en Arica, incluso, el
corte de luz había inhabilitado las sirenas que alertan sobre maremotos. La lentitud en la reposición se debe a que
cuando rige una alarma de tsunami se prohíbe el ingreso de cualquier persona bajo la cota de 30 metros -el límite de la
zona inundable-, incluso de operarios de empresas de servicios básicos, que para estos efectos tienen el mismo estatus
que un ciudadano común y corriente. Consultado por “El Mercurio” sobre este punto, el director de la Oficina Nacional
de Emergencia (Onemi), general (r) Ricardo Toro, aseguró que “mientras haya una alerta de tsunami, hay riesgo de
tsunami “. Los tiempos de recuperación de los consumos afectados, según los protocolos de las compañías eléctricas,
requieren una inspección física previa de las instalaciones para garantizar su seguridad, explica Daniel Salazar, director
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ejecutivo del CDEC-SING. “Una vez que termina el terremoto, a través de centros de operaciones, miramos el estado de
la red y luego procedemos a hacer inspecciones visuales en terreno de las subestaciones de distribución, de manera de
empezar a ver los alimentadores, mirar visualmente que no haya cables cortados”, añade Andrés Swett, gerente
comercial de Conafe-Emel, controladores de las distribuidoras de electricidad Conafe, Emelat, Elecda, Eliqsa y Emelari.
El ejecutivo precisa que luego del terremoto de la noche del martes las cuadrillas no pudieron ingresar a la zona
inundable hasta las 7:00 horas del miércoles. “El protocolo de no ingreso a la cota 30 ante alerta de tsunami no hace
distinción entre personal especializado y la ciudadanía en general, porque no se trata de un tema técnico operativo, sino
de integridad de las personas. Todos nuestros colaboradores viven en las regiones donde operamos y, por ende, lo
primero es su seguridad e integridad y eso es parte de la política y lineamientos de trabajo con los que operan nuestras
empresas”, sostiene Swett. Ante este escenario, las empresas reasignaron sus brigadas y durante la noche focalizaron el
trabajo en las zonas ubicadas por sobre la cota de los 30 metros. De este modo, comenta Daniel Salazar, en Arica el
suministro de energía eléctrica se comenzó a normalizar desde las 23:39 horas del martes, y en Iquique, desde las 23:55
horas. Hasta anoche -antes del sismo de 7,6 Richter, que volvió a interrumpir el servicio- existía un 81% de
reabastecimiento normalizado en Iquique, donde el regreso del suministro se demoró más por los cortes en las vías de
acceso. “La conexión entre Iquique y Alto Hospicio todavía no es expedita, incluso dentro de Alto Hospicio todavía hay
rutas cortadas”, dice el ejecutivo del CDEC-SING. En Arica y Parinacota, en tanto, la reposición alcanzaba un 95% en la
tarde de ayer. En Emelari señalaron que esa cifra representaba a más de 64.500 clientes, aunque luego, tras el sismo de
las 23:43 horas, hubo nuevos cortes.
1.22.- Reposicionamiento de agua en el norte se retrasó por falta de suministro eléctrico (Fuente: Pulso, 03.04.14):
A través de un tercer comunicado publicado cerca de las 15 horas, Grupo Aguas Nuevas, matriz de Aguas del Altiplano,
actualizó la información acerca del estado de instalaciones sanitarias en la zona norte del país. El gerente general de la
compañía, Salvador Villarinom, detalló que en la Región de Arica y Tarapacá, hay una reposición del 80% del
suministro en la ciudad de Arica, estimando la reposición del 100% del servicio durante la tarde, con baja presión, a fin
de evitar problemas de roturas en matrices. Respecto a Iquique, esta cuenta con reposición de suministro del sector sur
desde la mañana y se está trabajando en la reposición de la zona centro sur de la capital regional, lo que implica que
alcanzaremos a cubrir el 50% del requerimiento de agua de la ciudad, alrededor de las tres de la tarde. En el caso de Alto
Hospicio, el proceso de reposición alcanzará el 80% prontamente. “Dadas la capacidad de producción, estamos
trabajando para abastecer el restante 20%, que corresponde al sector de El Boro, ubicado en el extremo norte de la
comuna”, indicó la compañía. El ejecutivo subrayó que el proceso de normalización del servicio se ha dificultado por la
falta de suministro eléctrico. Por esta misma razón, la compañía mantiene los puntos de reparto de agua en las tres
comunas, los que han sido informados a través de su página web.
1.23.- Endesa revisa central afectada por el terremoto (Fuente: Diario Financiero, 04.04.14): Endesa Chile informó
ayer que su central termoeléctrica Tarapacá se encuentra fuera de servicio producto del terremoto que afectó a la zona.
La compañía dijo que se está realizando, como medida preventiva, una revisión técnica a los equipos e instalaciones de
la central y que, en caso de resultar positivo el diagnóstico entregado por los especialistas sería puesta en servicio el
próximo lunes. El costo de la detención es de aproximadamente US$ 106 mil diarios. Dijo además que no ha tenido
impactos materiales que afecten la situación financiera de la compañía.
1.24.- CDEC-SIC informa sobre interrupción de suministro eléctrico (Fuente: CDEC-SIC, 05.04.14): El CDECSIC, comunica que durante el movimiento telúrico que afectó a la zona central, a partir de las 23:23 horas del viernes 4
de abril de 2014, se produjo la desconexión de dos unidades generadoras ubicadas en la Región de Valparaíso. Debido a
estas situaciones ocurrieron interrupciones parciales del suministro eléctrico en algunas regiones pertenecientes al SIC.
El CDEC-SIC dispuso la normalización total de los consumos afectados a los Centro de Control respectivos. Producto
de esta instrucción, en estos momentos el servicio eléctrico en las zonas afectadas se encuentra recuperado en un 100%.
Las causas de este corte del suministro serán investigadas y analizadas de conformidad al Protocolo previsto para este
tipo de contingencias, habiéndose informado de su ocurrencia a la autoridad pertinente.
1.25.- Energía estaría totalmente repuesta el miércoles en hogares no dañados por terremoto (Fuente: Diario
Financiero, 07.04.14): Tras visitar el CDEC - SING, el ministro de Energía, Máximo Pacheco, aseguró que el próximo
miércoles estaría completamente repuesto el servicio eléctrico en todos los hogares no dañados por el terremoto. "En
todas las casas que no estén dañadas o cuyo sistema de empalme no está dañado, nosotros le hemos exigido a las
empresas que lo resuelvan lo antes posible. Ese trabajo se está haciendo y yo pienso que entre mañana y pasado,
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máximo, ya va a estar restituido en el 100% de los hogares no dañados", indicó Pacheco. En ese sentido agregó que hoy,
el suministro eléctrico se encuentra en niveles de un 95%, ya que existen "zonas más críticas" como Alto Hospicio y
localidades interiores. Respecto a los problemas en el suministro de agua a causa de fallas en subestaciones,
específicamente en Pozo Almonte, el ministro inició que ese servicio ya está restablecido. "Efectivamente ese fue un
problema. Tuvimos dificultades en esa subestación de Pozo Almonte y que finalmente se resolvió hace unos tres días
atrás", señaló. Según indicó el secretario de Estado, lo importante en este caso fue comenzar a bombear el agua de
manera gradual para evitar otras complicaciones producto del daño que podrían tener las redes. "Esto se tiene que hacer
de manera gradual porque uno no puede ponerle toda la presión a las tuberías y acueductos que obviamente podrían estar
dañados", dijo, agregando que "la buena noticia es que el agua ya está siendo bombeada, el agua ya está fluyendo y está
comenzando a regularizarse la situación". Al ser consultado por el establecimiento de nuevas medidas para reforzar el
sistema Interconectado Central, a propósito del último terremoto, el titular de Energía aseguró que eso ya estaba dentro
de los compromisos del nuevo gobierno. "Parte de los objetivos que tenemos en la agenda de Energía que vamos a
presentarle al país como compromiso tomado por la presidenta Bachelet para los primeros 100 días de gobierno es
justamente un conjunto de iniciativas que nos permitan reforzar el sistema de transmisión", sostuvo Pacheco. "El sistema
de transmisión es la columna vertebral de este sistemas por lo tanto hay muchas cosas que hacer en ese campo y van a
ser parte de las cosas que vamos a anunciar en la agenda de Energía", puntualizó.
1.26.- Producción de energía en el SIC aumentó un 2,3% en marzo (Fuente: CDEC-SIC, 10.04.14): El CDEC-SIC
informó que la producción total de energía de marzo pasado alcanzó a los 4,443 GWh, valor que representa un
incremento del 2.3% respecto a la registrada en igual mes de 2013, la cual alcanzó los 4,343 GWh. De la energía
producida en marzo, un 31,92% fue de composición hídrica; un 66,04% a térmica; un 1,34% a eólico y un 0,7% a solar.
Por otra parte las ventas esperadas de energía para marzo de 2014 se estiman en 4,202 GWh, un 3% superiores a las
efectuadas en el mismo mes de 2013 y que totalizaron 4,078 GWh. El primer trimestre de 2014 cerró con un incremento
en la producción de energía del 1,3% respecto a 2013, alcanzando los 12,877 GWh.
1.27.- Desalación y nuevos proyectos impulsarán demanda energética del SING (Fuente: Revista Minería Chilena,
10.04.14): En el marco de la cumbre energética que se realiza en el marco de la Semana Cesco, Jorge Gómez, de Minera
Collahuasi, destacó que la producción de cobre ha tendido a estancarse por una baja en las leyes, la incertidumbre por la
oferta y los costos del suministro energético y las crecientes exigencias normativas y sociales, entre otros factores.
Advirtió que Chile afronta crecientes costos energéticos, por lo que otros países como Perú y el Congo han ido tomando
ventajas. En ese contexto, Jorge Gómez explicó que los clientes del SING han debido soportar altos precios en los
últimos años, por factores como la restricción de gas desde Argentina, ante lo cual las compañías debieron recurrir al
diésel y a un GNL alto. Adema se produjo el ingreso de nuevas termoeléctricas a carbón. Por otra parte detalló que en el
SING el 90% de la demanda corresponde a mineras, con un consumo 24×7, a lo que se suma el hecho que los centros de
consumo eléctrico se encuentran alejados de los lugares de generación. Explicó que la nueva demanda energética en el
SING se explica por los proyectos mineros en desarrollo, la desalinización y el bombeo de agua, considerando que a
2022 la oferta energética necesariamente deberá venir de fuentes como carbón, gas o ERNC de base. Ante este escenario
se requeriría aumentar la utilización de GNL, mejorar la eficiencia del mercado eléctrico, y asegurar la certeza
institucional, propiciando la zonificación, evitando sucesivos cambios regulatorios, y garantizando el desarrollo de los
proyectos aprobados ambientalmente.
C.- Insumos Energéticos
1.28.- Advierten que plan regional para la sequía tendría nula inyección de recursos nuevos (Fuente: Diario El Día,
07.04.14): El martes pasado, la intendenta regional, Hanne Utreras, dio a conocer los alcances del Plan de Emergencia
por Escasez Hídrica para la Región de Coquimbo, documento que fue construido a partir de un diagnóstico elaborado
por la División de Planificación y Desarrollo, apoyado por información proporcionada por los alcaldes de las 15
comunas. En líneas generales, incluye 27 medidas que se enfocan principalmente en ir en ayuda de las familias más
vulnerables de la ruralidad. Dichos recursos apuntan a tres ejes fundamentales que son mejorar el abastecimiento de
agua para el consumo humano, entrega de apoyo social y entrega de apoyo a las actividades productivas. En su totalidad
considera una inversión de más de 21.240 millones de pesos, que se desglosan en $6.597 millones provenientes del
Gobierno Regional; $728 millones del Ministerio del Interior; $8.422 millones del Ministerio de Obras Públicas; $1.600
millones desde la Subdere; $156 millones del Ministerio del Trabajo y $3.778 millones desde la cartera de Agricultura.
Si bien este plan ha sido bien recibido en diversos sectores, pues señalan que va en la línea de los problemas que vive la
zona, desde la oposición han manifestado su inquietud, pues aseguran que no considera la inyección de recursos frescos,
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dando continuidad al programa que venía gestándose desde la administración anterior. El diputado por el Séptimo
Distrito, Sergio Gahona, sostiene que en términos generales le parece bien, pues “continúa todo lo obrado por el
gobierno anterior en el sentido de fortalecer sistemas de agua potable rural, mejorar la profundización de pozos, la
entrega de forraje animal y de agua en camiones aljibe”. Lo que sí se extraña, dice el parlamentario, es que se hubiesen
generado algunos cambios. “Hubiéramos esperado algunas innovaciones, porque creo que hay que avanzar también en
temas más de carácter productivo. Eso no está presente”, dijo. La crítica del legislador apunta fundamentalmente a que
nuevamente se echa mano a recursos regionales. “No vemos recursos del gobierno central, recursos frescos. La
intendenta ha hecho un tremendo esfuerzo, el cual celebramos, pero no vemos ningún esfuerzo desde el gobierno central
y eso es lo que me preocupa, que no veo montos mayores del Ministerio de Agricultura, del MOP, del Ministerio del
Interior ni de la Onemi, esa es la gran falla de este plan regional”. “Desde siempre se le ha cargado la mano a los
gobiernos regionales en esto. Los recursos que se incluyen del MOP y Agricultura no son más ni menos que el propio
presupuesto que se tiene asignado para la región desde la Ley de Presupuestos, no hay nada nuevo y eso es una
irresponsabilidad de parte del gobierno central”. Gahona insistió en valorar el esfuerzo que está haciendo la intendenta,
“pero finalmente significa que vamos a tener que dejar de hacer obras en la región para atender la catástrofe y acá el
gobierno central se lava las manos y nos deja solos”. Por su parte, el exconsejero regional y vocero del Movimiento
Amplitud, René Olivares, señaló que estas medidas “son una continuidad de las que se tomaron durante la
administración anterior” y que consideran aquellos apoyos que en las últimas sesiones del CORE se fijaron como
principales. “Uno saca como conclusión que la pega no estuvo tan mal hecha como en algún momento se planteó, de que
había una mala gestión. Vemos como súper positivo que aquellas cosas que se hicieron bien se mantienen y que son
parte de la agenda de la nueva administración”. Asimismo, agregó que “en el ámbito regional vemos que la
retroexcavadora que se mencionó no fue tal, sino que se rescataron aquellas cosas que habían sido decisiones
estratégicas y políticamente transversales”. En tanto, Juan Francisco García, secretario ejecutivo de la Sociedad Agrícola
del Norte, sostuvo que “muestra la continuidad de lo que ya se venía haciendo. Como gremio agrícola valoramos que los
sectores más vulnerables sean ayudados, que se dé importancia a las fuentes de agua, prospecciones y el fortalecimiento
de los Sistema de Agua Potable Rural”. No obstante, dijo “vemos que faltan más medidas en el área productiva, sobre
todo en los sectores más vulnerables como la industria pisquera”. Mirtha Meléndez, seremi de Obras Públicas y
presidenta de la Comisión Regional para la Sequía, manifestó que existe una confusión en este tema de parte de la
oposición, porque “toda esta plata es fresca y es del 2014”. La autoridad aclara que se sigue trabajando en las zonas
rurales que requieren ayuda de emergencia, “pero las localidades se han ido sumando y es obvio que vamos a tener que
seguir tomando medidas de hacer nuevas fuentes y acondicionar el sistema de agua potable, pero se trata de zonas que
no fueron atendidas durante el año pasado”. Meléndez puntualizó, además, que se han incorporado otros proyectos que
no se habían hecho como mejorar la infraestructura de canales. “Trabajaremos dos proyectos nuevos que son el canal
Camarico, con cerca de 527 millones de pesos, y vamos a mejorar la infraestructura del canal matriz Paloma con 587
millones más y esos son proyectos totalmente nuevos, con platas frescas”. Por su parte, Raquel Oyarzún, jefa de la
División de Planificación del GORE y quien estuvo liderando la elaboración de estas medidas, descartó que se trate de
un plan de continuidad, “pues fue elaborado a partir de una demanda transversal de los 15 alcaldes de la región, que
manifestaron que sus necesidades habían sido mal satisfechas, porque existió un exceso de burocracia en la entrega y los
recursos no llegaron”. “Por lo tanto, lo que nosotros hicimos y que es diametralmente opuesto a lo que se hizo en el
gobierno anterior, fue recoger la demanda desde los municipios. Eso es una diferencia sustantiva y cubre las cosas que
no se hicieron y que cuando se hicieron se ejecutaron con criterios políticos”. Asimismo, Oyarzún sostiene que incluso
tomaron recursos del FNDR que no habían sido utilizados por el gobierno anterior, “no obstante la emergencia y lo que
hicimos fue tomar estas platas que son nuevas, que estaban ahí, pero no habían sido usadas”. La personera denunció
incluso que durante el gobierno anterior se priorizaron 1.000 millones del presupuesto regional que fueron a la
Subsecretaría del Interior “y esos se perdieron y quien tiene justamente que dar explicaciones es la oposición y el
intendente saliente respecto de dónde están esos recursos, que eran para cubrir las necesidades de los municipios que
nosotros hoy estamos cubriendo”. Agrega que los montos provenientes de los ministerios del Trabajo, Obras Públicas y
el Minagri “son recursos totalmente nuevos y que incluso nos confirmaron desde el nivel central casi en el momento de
que estábamos presentando el plan. Entonces, acá hay un juicio apresurado y sin fundamento”. Señala que actualmente
se están gestionando nuevos fondos en Santiago para ir en ayuda de los usuarios no Indap y aumentar la dotación de
camiones aljibe, pero que dada la ocurrencia del terremoto “obviamente están pendientes, por lo tanto, la crítica tiene
bastante poco fundamento”, indicó.
1.29.- Embalses en niveles críticos por sequía que afecta al país (Fuente: El Mercurio, 14.04.14): “Hace 20 años esto
estaba todo lleno, y hace unos ocho años que no hay agua para arriba”, cuenta el arriero Segundo Muñoz, a los pies del
volcán Antuco, en Biobío. Allí, hace dos décadas, la laguna del Laja cubría lo que hoy es un valle cruzado solo por un
río. El embalse natural más grande del país almacena apenas el 16% de su capacidad, el nivel más crítico desde 1999.
“El lago está en una situación de mucho daño, hay sectores que parecen un verdadero riachuelo”, dice la gobernadora de
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Ñuble, Lorena Vera. Ahí, además de la generación eléctrica, se riegan 150 mil hectáreas e influye en el turístico Salto
del Laja. La situación no es diferente en el resto de los tranques repartidos hasta Atacama, debido a la sequía que se
extiende por ocho años. La más golpeada es Coquimbo, donde de sus ocho represas, tres ya están secas: Recoleta,
Cogotí y Culimo. La Paloma, la más grande de riego en Chile, guarda agua equivalente al 2,5% de su máximo. Y del
total de la capacidad regional, hay reservas por apenas un 5,2%. En Maule, la laguna del Maule tiene 170 millones de m
{+3} de su nivel final de 1.420 millones de m3, situación que no se veía desde 1999. A nivel de lluvias, datos de la
Dirección General de Aguas muestran que el déficit alcanza al 50% en la IV Región; en la V es del 35%; un 40% en la
Metropolitana, mientras que en O’Higgins, Maule y Biobío, es de 45%, 50% y 25%, respectivamente. De acuerdo al
último informe de sequía que elabora la Dirección Meteorológica, durante el mes de marzo hubo un leve aumento de las
precipitaciones desde Concepción al sur; sin embargo, agrega que “con relación a la cantidad de precipitación
acumulada, el déficit se mantiene entre las regiones de Coquimbo y del Maule”. También augura la llegada del
fenómeno del Niño en el invierno, lo que impactaría positivamente, sobre todo en la zona centro-sur. Pero no en el Norte
Chico. El meteorólogo del Centro de Estudios Avanzados en Zonas Áridas Cristóbal Juliá explica que para la IV Región,
el efecto del Anticiclón del Pacífico haría que “los valores de las precipitaciones vuelvan a sus cifras normales. No
esperamos que se generen lluvias muy intensas, pero sí más que en los últimos años no se resuelve el tema de la sequía
en Coquimbo, porque se necesita mucha mayor cantidad de lluvia para una recuperación sustancial del sistema
hidrológico”.
Hidroeléctricas
1.30.- Minihidros podrían cubrir hasta 50% de las necesidades energéticas del país (Fuente: Apemec, 02.04.13): En
el marco de los diversos encuentros que el ministro de Energía Máximo Pacheco ha sostenido con diversas autoridades
del sector, el secretario de Estado se reunió con el directorio de la Asociación de pequeñas y medianas centrales
hidroeléctricas (Apemec), instancia en que se abordaron aspectos como los desafíos de conectar los proyectos minihidro
al Sistema Interconectado Central, el fomento de las ERNC y la agilización de la tramitación ambiental, entre otras
materias. Luego del encuentro, Pedro Matthei, presidente de la gremial, destacó que “el ministro está trabajando en la
agenda de energía para los próximos cuatro años y nosotros quisimos aportar ideas que permitan la participación activa
de las Energías Renovables No Convencionales en dicha agenda. Creemos que el sector minihidro, en particular, podría
aportar entre un 15% y un 40% de las necesidades energéticas del país en los próximos cuatro años. Así es que
esperamos colaborar activamente con el ministro Pacheco y le deseamos mucho éxito en su gestión. Creemos que
superando algunos desafíos pendientes, podemos avanzar juntos en beneficio del suministro eléctrico del país”. Respecto
a la relevancia que podría alcanzar el segmento minihidro dentro de la políticas energéticas del nuevo Gobierno, Matthei
manifestó que este sector “en los primeros cuatro años de la Presidenta Bachelet aportó 250 MW y durante el mandato
de Sebastián Piñera otros 250 MW. Si nosotros mantuviéramos ese nivel de aporte durante el presente Gobierno,
estaríamos cubriendo un 15% por ciento de las necesidades energéticas del país. Ahora, si resolvemos el tema de la
conexión eléctrica para inyectar nuestra energía, lo cual puede perfectamente solucionarse en un corto plazo y sin
recursos fiscales, estaríamos en condiciones de inyectar entre 400 y 800 MW minihidro en los próximos cuatro años. En
ese caso cubriríamos entre un 30% a un 50% de las necesidades energéticas del país”. Esta misma línea, la autoridad
gremial se refirió a las externalidades positivas que entregarían los proyectos minihidro, como el hecho de poder
implementarse de manera distribuida en sectores rurales; y favorecer el emprendimiento económico de suministradores
locales, entre otros aspectos.
1.31.- Sofofa llama a analizar "profundamente" la utilización de los recursos hidráulicos (Fuente: Diario
Financiero, 03.04.14): El presidente de la Sociedad de Fomento Fabril (Sofofa), Hermann von Mühlenbrock, llamó hoy
a analizar "profundamente" la utilización de los recursos hidráulicos disponibles en el país para solucionar el tema de la
escasez y encarecimiento de la energía. "Ojalá (se) analice profundamente y muy bien el uso de todos nuestros recursos
hidráulicos", dijo el presidente de los industriales en sus palabras previas al seminario desarrollado por la propia Sofofa:
"El shock eléctrico que el país necesita". Junto a ello, Von Mühlenbrock, también enfatizó en que el país dispone de
estos recursos. "Creemos que Chile es lo único que tiene acá (recursos hidráulicos), el resto todo hay que traerlos de
afuera", agregó. Asimismo, calificó el tema como "crucial" puesto que las mejoras en competitividad y productividad
pasa por la generación de energía barata y no contaminante. "Todo lo que queramos hacer en términos de mejora de
competitividad, mejorar la productividad, todo va a pasar por resolver bien la generación de una energía barata, no
contaminante", sentenció.
1.32.- Enersis: menor desarrollo hidroeléctrico ha hecho perder competitividad a la industria (Fuente: El
Mercurio, 04.04.14): “Desde 2006 a 2013, solo en la zona central del país se ha incrementado la capacidad instalada en
más de 5.800 MW, de los cuales el 78% ha sido en base a desarrollos térmicos. Con esto, el aporte de la
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hidroelectricidad al mix de producción del SIC pasó de 71% de 2006 al 40% al cierre de 2013. La consecuencia ha sido
un notorio incremento de los gastos en combustible: pasando de desembolsar US$ 350 millones a US$ 3.200 millones
anuales”. Así resume Pablo Yrarrázaval, presidente de Enersis, la visión del holding eléctrico en materia de desarrollo
energético en el país en el marco de la carta que dirige a los accionistas en la memoria correspondiente al ejercicio 2013.
Y agrega: “Lo anterior no solo ha tenido impacto en el alza de costos en combustibles que hemos debido afrontar como
país, restándole competitividad al sector industria, sino que también ha significado un incremento de los costos de
operación en US$ 40 por MWh, pasando de costos marginales promedio de US$ 29 por MWh a US$ 165 por MWh en
igual lapso”. En la carta indica también el proyecto HidroAysén (2.750 MW), sobre el cual el Comité de Ministros
deberá revisar en conjunto 35 reclamaciones: “Como grupo, tenemos la firme convicción de seguir adelante con
HidroAysén, siempre y cuando exista la disposición política, social y nacional de considerar esta iniciativa como un
proyecto de interés para Chile ha llegado la hora de tomar decisiones y de no dilatar más la espera”. La iniciativa estuvo
dos años y medio a la espera de ser revisada por el Comité de Ministros del anterior gobierno, el que resolvió pedir
estudios adicionales en enero de este año, pero en la nueva administración Bachelet, la instancia decidió en marzo volver
a fojas cero y revisar las reclamaciones en su conjunto en 60 días. Por su parte, el presidente de Endesa Chile, Jorge
Rosenblut, manifestó en la carta a los accionistas de la generadora que el desafío del autoabastecimiento energético de
Chile es vital para el país, que solo alcanza niveles de entre 30% y 35% en la materia versus varios de sus vecinos que
superan el 50%. Esto, dijo, pues estos últimos aprovechan mejor sus propios recursos, básicamente hídricos.
1.33.- Chile hidroeléctrico (Fuente: Francisco Aguirre Leo, 14.04.14): Los países desarrollados logran ventajas
comparativas de sus propios recursos, que brindan niveles de calidad de vida que el nuestro aún no alcanza. Este logro
sólo se consigue moviendo la industria, los servicios y la vida doméstica con electricidad, siendo en Chile necesario
disponer actualmente de 1 KW de potencia promedio instalada por habitante, que a su vez consume una energía de 4000
KWH anuales, para mover la totalidad de las actividades nacionales. ¿Y cómo conseguimos aquello? Hoy con 70% de
combustibles fósiles importando caro carbón, gas y petróleo, proporción exactamente inversa de sólo hace 20 años, en
que por distintas razones partió el abandono de los recursos propios, desaprovechando una cordillera privilegiada que
acumula nieve en sus alturas y cuyas cuencas conducen grandes volúmenes de agua que descienden hacia el mar, sin
usar su energía potencial. En efecto, caídas de agua controlada permiten, por cada metro cúbico y por cada 100 metros
de altura, instalar generadoras por cerca de 1000 KW de potencia, que permiten dar suministro eléctrico a 200-300
viviendas a costos muchísimo menores a los actuales que agobian la industria, minería, servicios y domésticos. Del
Catastro Nacional de Recursos Hidroeléctricos disponibles en nuestro país hacia fines del siglo pasado, el potencial
inventariado era cercano a unos 23.000.000 KW, de los que actualmente explotamos sólo cerca de un cuarto, quedando
el resto aún disponible de aprovechar, crecientemente hacia zonas australes. Cuencas como las del Aconcagua, Maipo,
Rapel, Maule y Laja tienen aún disponible sólo unos 500 MW, la del Biobío cerca de 1000, Valdivia y Petrohue otro
tanto, quedando hacia el sur en las cuencas inexplotadas del Puelo, Futaleufu, Palena, Rio Cuervo, Aysén, Baker y
Pascua cerca de 9000 MW útiles para proyectos de gran capacidad de producción. Y el resto no contabilizado en las
cifras anteriores está en multitud de proyectos menores y medianos distribuidos en la zona centro-sur. ¿Cuál es la fuerza
irracional que realmente inhibe reponer una política energética eficiente de beneficio social nacional?
Gas
1.34.- Máximo Pacheco al timón de la Enap: Enfasis en GNL y la exploración de yacimientos (Fuente: La Segunda,
01.04.14): El martes pasado fue el debut de Máximo Pacheco como presidente del directorio de la Empresa Nacional del
Petróleo (Enap). Su primera jornada partió a las tres de la tarde y se extendió hasta pasadas las ocho de la noche. Fueron
cinco horas de reunión con el directorio de la petrolera estatal que sirvieron de puntapié para el inicio de la
transformación que el gobierno de Michelle Bachelet quiere hacer en la compañía, para convertirla en un actor más
relevante dentro del escenario energético chileno. El diagnóstico de la nueva administración es que la compañía presenta
una situación crítica “que deberá ser solucionada en los próximos cuatro años”, decía el programa de gobierno de
Bachelet. La idea, comentan, es elaborar una estrategia que lleve a incorporar decididamente a Enap en la nueva carta de
navegación energética que trazará la nueva administración. Para ello, existe el compromiso de Pacheco de capitalizar la
empresa, consensuar un nuevo proyecto de gobierno corporativo -el que presentó Piñera fue retirado del Congreso-, y
revisar del modelo de negocios. Para eso, no descartan, primero, pasar por el Congreso para modificar la ley que rige el
funcionamiento de Enap. El primer cambio se espera para esta semana: la renovación parcial del directorio. Deberán
dejar la mesa Felipe Morandé y Carlos Díaz, ambos nombrados por el ex Presidente Piñera. Los nuevos integrantes se
sumarán a los representantes de gremios y colegios profesionales ya ratificados, como es el caso de Fernán Gazmuri
(Sofofa), Ramón Jara (Sonami) y Fernando Ramírez (Instituto de Ingenieros en Minas). También participan Jorge Fierro
(representante de trabajadores), Eduardo Bitran (Corfo) y el propio Pacheco como presidente. La primera medida del
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ministro entrante fue la creación de un comité especial del directorio para mejorar la seguridad al interior de la
compañía. Será conformado por tres directores, los responsables de “la prioridad uno”, a juicio del secretario de Estado.
Asimismo, Pacheco informó la decisión del nuevo Gobierno de mantener el subsidio al gas en Magallanes, permitiendo
que la población de Punta Arenas pague menos por el combustible sin que esto afecte a los balances de la estatal. “Llegó
muy ejecutivo, el ministro es una persona con mucho know how, tiene 30 años de administración de grandes empresas
internacionales, por lo demás bastante más grandes que Enap. Cambió la dinámica del directorio, mucho más rápidas y
comprimidas las informaciones, pero también más exigente con los requerimientos a los gerentes”, comenta Jorge Fierro
quien, además de director, es presidente de la Federación Nacional de Trabajadores del petróleo (Fenatrapech). Uno de
los objetivos de la compañía será jugar un rol preponderante en asegurar el suministro de gas natural licuado (GNL) del
país. El análisis del Ejecutivo es que el uso de este combustible es la única vía al corto plazo para aumentar la capacidad
de generación del país, principalmente, reconvirtiendo centrales diesel a gas. “La señal del ministro es que efectivamente
Enap será una herramienta del Estado para poder entrar en el trabajo de políticas energéticas nacionales”, sostiene
Fierro. De igual forma, se intensificarán los trabajos de exploración de gas en Magallanes, el que debería tener un
agresivo desarrollo en asociación con empresas privadas. Si bien la producción de hidrocarburos en Chile es marginal,
todavía siguen las esperanzas puestas en la Cuenca de Magallanes, mucho más si se consideran nuevas técnicas para la
extracción de shale gas -también conocido como no convencional- una de las nuevas prioridades de Enap. Hace algunas
semanas el ministro de Energía, Máximo Pacheco, se reunió en Punta Arenas con los trabajadores de Enap.
Fue ahí que la Federación Nacional de Sindicatos de Trabajadores del Petróleo (Fenatrapech) entregó a la autoridad con
sus peticiones y el análisis de los pendientes que dejó la administración anterior. Una de las solicitudes es un nuevo
gobierno corporativo que sea elaborado en consenso. “El anterior ministro Jorge Bunster dijo que quedaría pendiente el
envío del proyecto, pero luego, a cinco días que terminara el gobierno lo mandan entre gallos y medianoche”, dice el
presidente del sindicato, Jorge Fierro.
1.35.- Endesa estudia sumarse a GNL Mejillones (Fuente: Pulso, 04.04.14): La semana en curso es una de las mejores
en muchos años para Endesa Chile. En apenas tres días, la firma dio inicio oficial a la construcción de la central Los
Cóndores -que costará US$661 millones y que es su mayor proyecto hídrico tras Ralco- y además concretó la compra
del 50% de GasAtacama que estaba en manos de Southern Cross tras pagar US$309 millones. Con estas dos
operaciones, la empresa agregará una capacidad instalada de 540,5 MW, lo que implica un crecimiento importante justo
cuando en el mercado había dudas sobre la real capacidad de Endesa de desarrollar nuevas iniciativas de generación y de
crecer. La compra de GasAtacama, anunciada el lunes -luego de que la compañía decidiera ejercer su opción preferente
que le permitía superar cualquier oferta presentada por un tercero, en este caso la australiana Origin Energy- le otorgó
una participación relevante en el SING, con lo que se instala a la par de los otros dos conglomerados mayores de esa
zona: Gener y Suez. Pero a diferencia de estas dos compañías, GasAtacama es hoy una suma de centrales que poco y
nada despachan en el SING. Durante febrero, y pese a contar con una capacidad instalada total de 781 MW, la compañía
generó sólo 60 GWh, mientras Suez o E-CL produjo 649 GWh y Gener, 507 GWh. Por ello, el desafío de la mayor
eléctrica nacional es ahora transformar las plantas en una generadora de base. Y para eso, Endesa ya tiene un plan:
utilizar el gas natural. Esto, porque ha sido precisamente la falta de gas natural la razón por la que GasAtacama no ha
podido acceder a contratos ni tampoco a utilizar la capacidad del terminal de Mejillones, cuya propiedad comparten
Suez y Codelco. “Nosotros compramos centrales que produzcan energía. Esas centrales generan con diésel y cubren
cuando hay problemas en las otras centrales del SING. Nosotros queremos convertirlas en centrales de base”, explicó
Joaquín Galindo, gerente general de Endesa Chile. ¿Qué alternativas tiene la compañía para reactivar la operación de la
generadora? Galindo especifica dos: sumarse al GNL Mejillones o construir un terminal propio, iniciativa que ya tenía
avanzada la administración liderada por Rudolf Araneda. “Nosotros tenemos dos posibilidades con GasAtacama. Bien
tomar el gas y acceder a la ampliación de capacidad que ha anunciado Suez que se haría en el momento en que se cree
una demanda suficiente o bien desarrollar el proyecto que tiene GasAtacama de desarrollar un terminal flotante en la
bahía de Mejillones”, agregó Galindo. ¿Qué ocurrirá con la plana mayor de GasAtacama? Fuentes de Endesa plantean
que este tema está en evaluación, luego de que Endesa asumiera el control de la generadora termoeléctrica.
1.36.- Cortes de luz (Fuente: Cartas al Director, Alejandro Amorin, Gerente de Planta GNL Quintero, El Mercurio,
08.04.14): Señor Director: Citando información divulgada por la Onemi, en la edición del sábado 5 de abril se señala
que los cortes de suministro eléctrico sufridos en las regiones Metropolitana y de Valparaíso luego del sismo de
magnitud 5,7 en la escala de Richter ocurrido el viernes por la noche, se debieron a una falla del Terminal de
Regasificación de GNL Quintero. Contrario a lo informado por la Onemi, dicho sismo provocó una falla a nivel de
generación eléctrica que implicó cortes de luz a distintos clientes de estas regiones, incluyendo a nuestra planta en
Quintero. Sin embargo, nuestro terminal continuó su operación con el apoyo de su unidad de respaldo eléctrico interno,
sin que se haya afectado el suministro de gas a los clientes. Todo esto fue debidamente notificado a las autoridades
pertinentes, conforme a los protocolos de comunicación establecidos.
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1.37.- GasAndes: intercambio de gas con Argentina podría reanudarse en 2016 (Fuente: La Tercera, 09.04.14): A
tres años del corte definitivo del suministro de gas desde Argentina, en 2011, los intercambios del hidrocarburo podrían
reanudarse en el corto plazo, ante la necesidad del país transandino de contar con mayor suministro y los volúmenes de
los que puedan disponer las empresas que hoy participan del pool de consumidores del Terminal de GNL de Quintero.
Así lo estimó el gerente general de GasAndes -donde comparten propiedad la francesa Total (56,5%), Metrogas y Gener
(13% cada una) y la argentina CGC (17%)-, Raúl Montalva, quien explica que hay empresas interesadas en el tema, pero
que esto dependerá de conseguir contratos para viabilizar la iniciativa y “revertir” la dirección del gasoducto en
Argentina. “Es bastante evidente que Argentina necesita mucho gas, sobre todo en invierno. Hay un déficit que se va a
mantener hasta el 2016, hay expansión en Quintero, y ellos podrían recolocar excedentes. Y más pronto que tarde se van
a desarrollar las reservas de Shale gas en Argentina, y eso va a generar enormes excedentes, y volver a transportarse en
el otro sentido, eso podría ser en 2015 o 2016”, detalló. Desde 2009, el gasoducto, que tiene 450 kilómetros de largo y se
conecta en La Mora, cerca de Mendoza, transporta gas desde la V Región para Gas Valpo y Metrogas, y también surte a
Colbún para el complejo Candelaria, y a Endesa, para sus centrales. En el peak, dice Montalva, por el gasoducto pasaban
en promedio 10,7 millones de metros cúbicos al día, y hoy está en torno al millón. El ejecutivo señala que la firma ya
tiene estudiadas las inversiones para revertir el sentido del transporte de gas de la tubería, que serían del orden de US$ 4
millones, y que estas se pueden realizar en plazos cortos. El gas seguirá siendo un combustible importante en la matriz
energética chilena”, añade. Pero este no es el único proyecto. La firma inaugurará hoy un parque fotovoltaico en San
Bernardo (25 kilowatts), que cubrirá el 20% del consumo eléctrico anual de su centro de operaciones y demandó una
inversión de unos US$ 80 mil.
1.38.- GNL Mejillones defendió su política comercial ante criticas por el acceso al terminal (Fuente: Revista
Electricidad, 10.04.14): Jean-Michel Cabanes, de GNL Mejillones, destacó que están trabajando para potenciar la
utilización de su terminal mediante el transporte terrestre del combustible y el desarrollo de plantas satélites y mini
terminales. Además defendió los servicios de regasificación que ofrecen, indicando que tienen una política multiusuario,
con reglas conocidas de antemano y tarifas fijas, estando esta información disponible en su sitio web.
1.39.- Rudolf Araneda: regulación debe garantizar acceso a los terminales de regasificación (Fuente: Revista
Electricidad, 10.04.14): En su exposición destacó los beneficios sociales y medio ambientales del gas, junto con destacar
su costo al considerar su utilización con ERNC, respecto a fuentes como el carbón, al evaluar por ejemplo la menor
huella de carbono que se producirá. Además indicó que la generación de gas puede ser competitiva con carbón, en caso
de minimizar el costo de suministro y de regasificación del GNL. Junto a lo anterior indicó que el valor presente del
combustible supera el costo de capital de la unidad de generación por lo que resulta esencial acceder a GNL y servicios
de regasificación al menor costo posible. Mencionó que los costos de desarrollo creciente de las ERNC ya son inferiores
a la generación a carbón. Al complementarlos (en horas sin sol) con gas se pueden lograr menores precios que una
termoeléctrica a carbón. De igual forma cuestionó la falta de una regulación adecuada que garantice el Open access de
los terminales de regasificación, posibilitando una desintegración vertical, con un tarifa regulada y expansiones
obligatorias.
1.40.- Productores intentan reducir gastos y evitar construir costosos complejos industriales en tierra (Fuente: El
Mercurio, 04.04.14): Los altos costos están empujando a las compañías de energía al mar. En un esfuerzo por reducir
gastos, un creciente número de productores de gas natural planea instalar plantas enteras de licuefacción en megabuques
más grandes que un portaaviones en lugar de construir costosos complejos industriales en tierra. Estas enormes fábricas
de gas flotantes están creando un mercado multimillonario para astilleros asiáticos, especialmente para los surcoreanos
Hyundai Heavy Industries Co., Samsung Heavy Industries Co. y Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co. La
nueva flota de plataformas flotantes de gas natural licuado (FLNG por sus siglas en inglés) también demuestra cómo la
carrera por proveer gas barato a Asia está derribando barreras tecnológicas en el sector de hidrocarburos. La exploración
de crudo y gas cada vez se adentra y sumerge más en los océanos, y el tamaño de los descubrimientos de gas está
disminuyendo, lo que hace que sea más económico construir una sola planta flotante y trasladarla a distintos sitios de
extracción. Hasta hoy, una vez que se ha perforado un pozo, el gas tiene que ser enviado por gasoductos submarinos a un
complejo en tierra para ser licuado y luego puesto en los cargueros. Una FLNG acortaría este proceso y ahorraría costos:
el GNL sería cargado en un buque tanque en medio del mar para ser despachado a sus mercados de destino. Una FLNG
también toma "dos tercios del tiempo que su equivalente en tierra", dice Ciaran McIntyre, director de proyectos de
cumplimiento de la consultora Lloyd's Register, en Corea del Sur. Un proyecto típico en tierra es propenso a retrasos
burocráticos, altos precios de terrenos, elevados costos de mano de obra y rigurosas regulaciones medioambientales. Las
instalaciones de hidrocarburos en buques existen desde hace décadas, pero estas plantas flotantes serán las primeras
capaces de licuar gas a 160 grados bajo cero en alta mar."Es casi tan complicado como preparar un té en una bicicleta
(en movimiento), pero tenemos la tecnología para hacerlo", dice un ingeniero de un importante astillero surcoreano. La
primera FLNG probablemente operará en la costa colombiana en el primer trimestre de 2015, como parte de un proyecto
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conjunto entre la estadounidense Excelerate Energy LP y la canadiense Pacific Rubiales Energy Corp. La embarcación,
que es construida en China por Wison Group, tendrá capacidad para producir 500.000 toneladas de gas al año. Pero el
proyecto del que más se habla es la FLNG llamada Prelude, liderado por la anglo-holandesa Royal Dutch Shell PLC con
socios que incluyen la japonesa Inpex Corp., la estatal Korea Gas Corp. y la taiwanesa CPC Corp. Se prevé que Prelude
se convierta en la mayor estructura flotante construida hasta la fecha. Tendrá 488 metros de largo, o más de cuatro
canchas de fútbol, y 74 metros de ancho. Su capacidad de producción de 3,6 millones de toneladas de GNL al año sería
suficiente para suplir la demanda anual de gas de Hong Kong. En comparación, el buque de carga Triple-E de Maersk, el
más grande de su tipo del mundo, mide 400 metros de largo y 59 metros de ancho. El tamaño de Prelude es una prueba
para la destreza de los astilleros surcoreanos y la embarcación está siendo diseñada para soportar las condiciones
medioambientales más duras en el mar, incluidos ciclones de categoría 5, asegura Alain Poincheval, director del
proyecto en Technip. Se espera que Samsung Heavy Industries concluya su construcción en el primer semestre de 2016
a un costo estimado de entre US$ 11.000 millones y US$ 12.000 millones. Entre otros proyectos en desarrollo figuran el
Browse de Woodside Petroleum Ltd., frente a las costas de Australia; el Abadi de Shell, en Indonesia; y dos de la estatal
malasia Petroliam Nasional Bhd. En total, hay casi 30 proyectos en todo el mundo, incluidos 14 en EE.UU. y seis en
Canadá, con una capacidad para agregar 120 millones de toneladas al suministro de gas en la próxima década, dice la
firma Next Decade LLC.
Carbón
Petróleo
1.41.- Electricidad: Sube producción con diésel (Fuente: La Segunda, 01.04.14): La producción eléctrica que utiliza
como fuente el diésel aumentó con fuerza en febrero, según el informe INE respecto de la producción de electricidad,
gas y agua, uno de los tres componentes de la producción industrial. La generación eléctrica bajó 0,1% en doce meses
por la menor generación a base de carbón, la que se vio contrastada con el diésel. Además, esta cifra coyuntural marca
un quiebre en la tendencia de generación que habían presentado, hasta ahora, los sistemas eléctricos en Chile. En este
sentido, desde marzo del 2010 el índice había experimentado crecimiento sostenido en doce meses. En el período, El
INE informa que la generación termoeléctrica aportó el 63,1% de la producción total del SIC, destacando la generación a
carbón con una participación de 30,3%, seguido del GNL con 23,4%. La generación a base de diésel, por su parte,
representó el 3,4% de la producción total, aumentando fuertemente en doce meses. La hidroelectricidad, por el contrario,
disminuyó respecto de febrero de 2013, representando el 35,3% de la matriz del sistema. Esta baja -explica el INE- se
debe a la menor generación de pasada, mientras que la de embalse mostró un leve aumento. Al respecto, la Dirección
General de Aguas del Ministerio de Obras Públicas (MOP) señaló que los embalses destinados sólo a generación
eléctrica aumentaron sus recursos 10,3% en doce meses.
1.42.- Enap logra exitosa producción en pozo petrolero “Pato 1″ en Tierra del Fuego (Fuente: Pulso, 01.04.14):
Una exitosa puesta en producción logró Enap Magallanes en el pozo “Pato 1″ en Tierra del Fuego, alcanzando un caudal
de 186 metros cúbicos día (m3/d) de petróleo, equivalentes a 1.170 barriles diarios. Esta cifra en la producción petrolera
se suma al registrado a comienzos de febrero en el pozo “Paraguaya 2″, también en Tierra del Fuego, el que arrojó un
caudal inicial de 160 m3/d (1.006 barriles/día). El gerente de Exploración y Producción de Enap Magallanes, Francisco
Díaz, destacó que con “Pato 1″ la producción actual de petróleo se sitúa en torno a los 600 m3/día, en línea con las metas
que en esta materia la empresa se fijó para este año. “Hoy, uno de nuestros desafíos, en materia productiva, es el
adecuado balance entre gas y petróleo. Es decir, manteniendo nuestro foco principal en el gas y avanzar decididamente
en aumentos de producción de crudo”, señaló Díaz. El pozo “Pato 1″ se ubica en la Isla Tierra del Fuego, cerca del paso
fronterizo de San Sebastián. Fue perforado por el Equipo 6 en 1991. A partir de entonces, su producción declinó de
manera paulatina. Sin embargo, considerando las nuevas tecnologías disponibles en la industria, el equipo técnico de
Enap estudió alternativas de optimización de “Pato 1″. En función de ello, en diciembre de 2013 comenzó el proceso de
estimulación del pozo, luego de lo cual se instaló un equipo de Sistema de Levantamiento Artificial (SLA) mediante
bombeo mecánico de pistón. Una vez puesto en producción, el pozo gradualmente fue incrementando su caudal de
petróleo, hasta alcanzar los actuales 186 m3/d.
1.43.- La revolución energética abre camino para un barril de petróleo a US$ 75 (Fuente: El Mercurio, 04.04.14): A
largo plazo, los precios globales del petróleo bajarán, tal vez en forma significativa. Nuevos y vastos hallazgos de crudo
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y gas natural alrededor del mundo auguran una reducción de los precios de los US$ 100 por barril actuales a US$ 75 por
barril en los próximos cinco años. Los cambios en la demanda también intensificarán la presión sobre la supremacía del
petróleo. Por primera vez en sus 150 años de historia, el motor a combustión puede funcionar en forma eficiente con
distintos combustibles, entre ellos el gas natural. Conforme estos combustibles alternativos empiezan a ser adoptados, el
consumo global de crudo crecerá en forma más lenta y luego se estabilizará. Edward Morse, jefe de investigación global
de commodities de Citigroup, opina que la combinación de un estancamiento en el consumo y una mayor producción
provocará un precio promedio de US$ 75 con un máximo de US$ 90. Las proyecciones marcan un enorme contraste con
el paradigma dominante en los últimos 40 años, que postulaba que, por un lado, las economías en desarrollo se
expandirían, incrementando la demanda y, por el otro, la producción global y el suministro caerían. En los últimos cinco
años, por el contrario, se han descubierto fuentes no convencionales de crudo por un total de más de 1 billón (millón de
millones) de barriles, equivalentes a más de 30 años de suministro adicional. La mayoría es recuperable a US$ 75 o
menos, y gran parte de este crudo está siendo explotado. Un alza en la producción de Estados Unidos debería convertir a
ese país en un exportador neto en los próximos cinco años. "EE.UU. ya no tendrá que preocuparse de interrupciones en
el suministro que podrían alterar su economía. Es por eso que lo llamamos la era de la independencia energética
norteamericana", dice Morse. Por el lado de la oferta, fuentes no convencionales de crudo están siendo explotadas en
países como India, Bahréin y Uganda. Por el de la demanda, un tercio del parque automotor de Brasil ya no necesita
gasolina para funcionar. Amy Jaffe, directora ejecutiva de Energía y Sostenibilidad de la Universidad de California en
Davis, predijo en un reciente trabajo con Mahmoud El-Gamal, profesor de la Universidad de Rice, que salvo que una
guerra destruya las instalaciones físicas de producción y transporte de petróleo, su precio "caerá estrepitosamente a un
plazo medio de tres a cinco años". Jaffe añade que el precio promedio del crudo podría caer por debajo de US$ 75, en
parte debido a que los costos de producción no son fijos. A medida que los precios bajan, la demanda de plataformas de
perforación y equipos relacionados cae, lo que reduce el costo de explotación, afirma. En los próximos años, el auge
global del crudo y gas podría ser una prueba de fuego para la economía rusa, que "depende enormemente de sus
exportaciones de energía", según un estudio de la Oficina de Información Energética de EE.UU. Eso juega a su favor
cuando los precios suben, pero la perjudica cuando caen. Algunos analistas, como Philip Vergeler, sugirieron al
gobierno de EE.UU. liberar los casi 700 millones de barriles de las reservas estratégicas de petróleo como forma de
castigar a Rusia con una reducción forzada de los precios del crudo, la fuente de 70% de las exportaciones de ese país y
más de la mitad de sus ingresos fiscales. Rusia exporta más de siete millones de barriles de crudo al día, siendo superada
sólo por Arabia Saudita. Una diferencia clave entre Rusia y el primer exportador del mundo es que más de 60% del
petróleo de Rusia se produce en Siberia, donde los costos son mucho más altos. Una caída en el precio global del barril
de petróleo de US$ 100 a US$ 75 tendría un impacto mucho mayor en los ingresos netos que Rusia percibe del petróleo
que los que van a parar a las arcas sauditas. El descenso del precio del crudo pondría también bajo presión a Venezuela.
"La economía y el presupuesto de Venezuela son todavía más dependientes de las exportaciones de petróleo que Rusia",
dice Jaffe. "El gobierno tomó préstamos de China por US$ 60.000 millones y ahora está recibiendo menos ingresos
porque debe enviar a su acreedor una parte importante de sus exportaciones como pago de deuda. El gobierno
venezolano tiene mucho menos efectivo que en la época de Chávez, cuando este disponía a la vez del dinero de los
préstamos y de los pagos por el petróleo vendido a China". Venezuela ha pagado con petróleo entre un cuarto y un tercio
de los créditos otorgados por China. Asimismo, con la abundancia de gas natural en países desde Australia y Sudáfrica
hasta Brasil y Argentina, en los próximos cinco años podría desarrollarse algo parecido a un mercado global de gas
natural licuado. Eso acabaría con el monopolio interno de los rusos y permitiría a los europeos comprar de otras fuentes.
Los factores que están cambiando las reglas del juego por el lado de la oferta son los tres nuevos tipos de producción:
petróleo de aguas profundas, de esquisto y de arenas bituminosas. Cada una de estas fuentes podría traducirse en más de
300.000 millones de barriles de crudo, para sumar más de 1 billón de barriles. Se trata de una incorporación enorme a las
reservas que antes se estimaban en 1,5 billones de barriles. La firma noruega Rystad Source estima que hay unos
317.000 millones de barriles de petróleo en aguas profundas, y que de ese total, unos 75.000 millones serían
recuperables en las costas de Norteamérica. La actividad exploratoria en aguas profundas también está en marcha al este
de África -donde se podrían aprovechar 63.000 millones de barriles- y en Asia-Pacífico -donde habría otros 32.000
millones. El gobierno de EE.UU. estima que el crudo de esquisto, que se extrae principalmente a través de la
fracturación hidráulica, representaría reservas equivalentes a 345.000 millones de barriles, de los cuales 58.000 millones
serían recuperables en EE.UU. Las arenas bituminosas, según un informe de BP, se encuentran sólo en Canadá, con
167.800 millones de barriles, y en Venezuela, 220.000 millones. Sin embargo, no está claro si esta producción será
viable a US$ 75 el barril de crudo. Aunque Jaffe dice que un descenso de precios puede complicar la explotación de los
yacimientos offshore de Brasil en los campos llamado pre sal (que están por debajo de la capa de sal del lecho marino),
Lee señala que "Brasil tiene varios proyectos hasta 2020 con costos estimados por barril de entre US$ 40 y US$ 70".
El fuerte de Argentina, indica, está en los proyectos de esquisto de la cuenca neuquina, en el sur del país. "Hay un
proceso de aprendizaje en marcha, y puede que allí haga falta nueva infraestructura, pero sus costos pueden estar
también en el rango de los US$ 40 a US$ 80 por barril", afirma. Lee dice que los proyectos de arenas bituminosas de
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Venezuela, como los de Junín, también podrían desarrollarse a un costo del orden de los US$ 70 por barril, "pero allí las
cosas dependen mucho más de la política y de la participación de las empresas extranjeras antes que de la geología".
Según David Vaucher, gerente sénior del equipo de investigación en costos de exploración y producción en IHS, los
yacimientos que requieren tecnología más intensiva, como los de aguas profundas y arenas bituminosas, se mantendrían
económicamente viables mientras el precio del barril del petróleo de referencia WTI oscile entre US$ 45 y US$ 95.
Joseph Stanislaw, fundador y presidente de The JAStanislaw Group, una consultora de energía de Boston, no considera
que el barril pueda llegar en el corto plazo a US$ 75, pero si eso ocurriera, obligaría a proyectos como los de arenas
bituminosas a esperar. "Desarrollar un nuevo campo de arenas bituminosas se justifica con un barril a entre US$ 80 y
US$ 90", dijo. Por el lado de la demanda, el monopolio del crudo sobre el mercado del transporte también enfrenta el
desafío de la abundancia de gas natural de esquisto. Según Advanced Resources International, los recursos de gas de
esquisto de EE.UU. alcanzarían 1.161 billones de pies cúbicos sobre un total global de 7.795 billones de pies cúbicos.
En un estudio con otros analistas, Morse, de Citigroup, calculó que hay un enorme potencial de ahorros si los camiones,
autobuses, barcos y vehículos de pasajeros empiezan a usar gas natural en lugar de combustibles petroleros. El
transporte representa casi la mitad del crudo que el mundo consume cada año, y sólo los camiones usan casi uno de cada
nueve barriles que se consumen. "La historia de la humanidad", dice Morse, "al menos desde la invención de la rueda, es
una historia de energía cada vez más barata. La civilización moderna sería imposible sin energía barata. Creo que
estamos entrando en otro período de energía más barata que debería durar 50 años o más".
Nuclear
Otras Energías No Convencionales
1.44.- La energía marina hace olas en China (Fuente: El Mercurio, 01.04.14): En la carrera por aprovechar el océano,
una de las mayores fuentes de energía limpia del mundo, China está surgiendo como un importante campo de pruebas.
Esto podría elevar la competencia con las compañías occidentales, en especial si para expandirse rápidamente las
empresas chinas empiezan a usar tecnologías desarrolladas en forma conjunta con socios extranjeros. La Unión Europea
ha liderado hasta ahora los esfuerzos para aprovechar el océano como fuente de producción de electricidad, para lo que
existen tres tecnologías: turbinas submarinas que extraen energía del ciclo de la marea, boyas de superficie que
dependen del movimiento de las olas y sistemas que explotan las diferencias en la temperatura del agua. El primer
generador comercial de flujo de marea conectado a la red eléctrica fue instalado en Irlanda del Norte en 2008. El grupo
industrial alemán Siemens AG, un importante inversionista en energía marina, proyecta que la marea sola podría algún
día proveer energía a 250 millones de hogares alrededor del mundo. La francesa Alstom SA también está desarrollando
la tecnología. No obstante, con 18.000 kilómetros de costa con gran potencial energético y con su creciente problema de
contaminación, China es vista por muchos expertos como un terreno fértil para lanzar y comercializar tecnologías que
dependen de la energía del océano. InversionesChina, por su parte, está acelerando su inversión en el sector. Empresas
extranjeras, entre ellas la estadounidense Lockheed Martin Corp., están probando equipos y formando empresas
conjuntas en el gigante asiático.Entre los planes con apoyo chino que están en evaluación figuran una pared dinámica de
fuerza de marea, con turbinas que utilizan cuchillas curvas diseñadas para permitir que anguilas y peces pasen a través
de ellas sin hacerse daño. De aprobarse, este proyecto podría abastecer tanta energía como dos grandes reactores
nucleares y medio. Su precio podría alcanzar los US$ 30.000 millones. Los inversionistas incluyen el gobierno holandés
y un consorcio de ocho empresas de ese país entre las que están la firma de ingeniería Arcadis NV y Strukton Groep
NV. El proyecto supera con creces a otros emprendimientos de energía marina y podría producir electricidad de forma
más económica que los campos eólicos marinos, dice Dimiti de Boer, un asesor sénior de la Organización de las
Naciones Unidas para el Desarrollo Industrial en Beijing. El plan incluye la construcción de una pared perpendicular a la
costa que luego se abre en una T, con una extensión de cerca de 30 kilómetros y con turbinas que canalizan y concentran
la energía del agua de la marea. Beijing ha provisto US$ 3,3 millones para estudios de viabilidad que se llevan a cabo en
China. Su construcción no empezaría hasta dentro de por lo menos una década, aunque hallazgos iniciales sugieren que
las aguas poco profundas de las costas de China, Corea del Sur y Europa serían apropiadas."China está a la vanguardia"
en desarrollo de tecnología de energía marina, señala De Boer. Producir electricidad del agua es mucho más costoso que
utilizar carbón, petróleo, reactores nucleares o viento, y algunas tecnologías que están siendo probadas en China podrían
ser poco prácticas. Desde 2010, Beijing ha invertido cerca de 1.000 millones de yuanes, o casi US$ 160 millones, en
energía de mar, dice Wang Chuankun, ex secretario general del comité de energía oceánica de la Sociedad de Energía
Renovable de China, una agrupación académica. La inversión privada en proyectos de energía marina en Europa ha
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alcanzado aproximadamente US$ 825 millones en los últimos siete años. El Departamento de Energía de Estados
Unidos respalda varios esfuerzos de investigación en la costa del Pacífico. Chile, Australia y otros países también tienen
proyectos sustanciales en marcha. En Chile, el Banco Interamericano de Desarrollo ayudará con US$ 2,4 millones a
financiar dos programas pilotos, uno mareomotriz y otro de olas, frente a las costas del sur del país. Sin embargo,
muchas personas en la industria creen que China será clave. Lockheed está trabajando con el conglomerado chino
Reignwood Group para construir la primera estación de conversión de energía termo-oceánica de gran escala. Las
compañías planean decidir para junio en qué lugar de Asia construirán un complejo de 10 megavatios que usaría agua
cálida de superficie para calentar amoníaco, que tiene un punto de ebullición bajo, para que el vapor eche a andar
turbinas sin emisiones de carbono. El vapor luego es condensado utilizando agua más profunda y más fría y el ciclo se
repite, produciendo un flujo constante de electricidad a un costo de unos 15 centavos el kilovatio-hora. Eso es más caro
que la energía nuclear pero mucho menos que los 22 centavos de las turbinas de viento en el mar, según el gobierno de
EE.UU. Diez megavatios es suficiente para proveer electricidad a cerca de 10.000 hogares de la costa oeste de ese país.
Lockheed cree que construir generadores de gran escala para proveer servicios a hogares es económico y técnicamente
viable, dice Dan Heller, vicepresidente de nuevos proyectos de la empresa. Atlantis Resources Ltd., por su parte, está
construyendo el mayor proyecto de flujo de marea del mundo, capaz de abastecer de energía a 200.000 hogares en
Escocia utilizando cientos de generadores en el fondo del mar. Este año planea instalar una turbina cerca de Shanghai
como parte de un proyecto del gobierno chino. Algunos expertos indican que la cooperación entre las pioneras
occidentales y chinas en este segmento podría devenir en una acalorada competencia a medida que el mercado
evoluciona, tal como ocurrió en los sectores eólico y solar.
1.45.- Pedro Matthei: Energías renovables se volverán más atractivas para la sociedad (Fuente: Estrategia,
04.04.14): El presidente de Apemec, que agrupa a las pequeñas generadoras hidroeléctricas, sostuvo que con la reforma
tributaria se sincerará el costo real de producción en base a carbón y petróleo por medio de la internalización de los
costos ambientales.
- Considerando que la reforma tributaria aplicará impuestos a las fuentes contaminantes, ¿esto puede ser una
oportunidad para impulsar el desarrollo de las pequeñas generadoras hidroeléctricas?: Efectivamente, al sincerar el
costo real de producción en base a carbón y petróleo por medio de la internalización de los costos ambientales, las
energías renovables se vuelven más atractivas para la sociedad, en comparación con el uso de combustibles fósiles.
Dicho eso, el mayor desafío asociado al desarrollo de fuentes de generación distribuidas corresponde a la conexión a
las redes de transmisión. En consecuencia, es vital avanzar en facilitar la conexión de PMGDs por medio de líneas de
multi-tensión y soluciones radiales para las regiones.
- ¿Cuánta capacidad adicional en MW están capacitadas para aportar las sistemas las pequeñas generadoras?: El sector
mini hidro aportó del orden de 200 MW durante el primer período de la Presidenta Bachelet y otros 200 MW durante
el período del ex Presidente Piñera. Si la dificultad para inyectar al SIC se mantiene, las pequeñas centrales
hidroeléctricas aportarían unos 250 MW durante el período 2014-2017, lo que representa un 15% de las nuevas
necesidades del país, asumiendo que se requieren 400 MW adicionales por año. Ahora, si subsanamos la barrera de
inyección al SIC, el sector mini hidro podría aportar entre 400 y 600 MW en los próximos cuatro años, lo que
representa entre un 25% y un 38% de las necesidades nuevas del país.
- ¿Qué montos de inversión maneja actualmente el sector que usted representa?: La industria mini hidro ha invertido
cerca de US$1.000 millones en Chile, lo que posiciona al sector como uno de los de mayor inversión. Adicionalmente,
esta inversión es distribuida en múltiples sectores rurales, lo que contribuye al desarrollo rural del país y con ello a
disminuir la migración campo ciudad.
- ¿Podría subir ese monto con las nuevas reglas del juego para las generadoras contaminantes?: En general, podría
decirse que aumentará la participación de todo tipo de energías renovables no contaminantes, lo que es positivo para el
país.
1.46.- Disminuye la inversión en energías renovables en todo el mundo (Fuente: Diario Financiero, 07.04.14): La
inversión en energías renovables en todo el mundo se redujo en 2013 un 14 %, hasta us$214.000 millones, según un
estudio de UNEP, el programa para el medio ambiente de la ONU, y la Frankfurt School of Finance & Management. Se
trata del segundo año consecutivo en que retrocede el volumen de inversión en energías renovables, que en 2012 ya
había caído un 12%. Uno de los motivos de esta bajada es la caída de los precios en el sector solar, según explicó el
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profesor del centro de cooperación de UNEP en la Frankfurt School, Ulf Moslener. El volumen de inversión en centrales
solares se redujo en Alemania un 70% por la incertidumbre sobre el apoyo político en el futuro. Asimismo el volumen
de inversión en tecnología verde cayó en China el pasado año en un 6%, hasta los US$56.000 millones. No obstante, en
ese tipo de inversión China se sitúa por delante de Europa (US$48.000 millones) y de EEUU (US$36.000 millones).
Tras nueve años consecutivos de aumentos en el volumen de inversión en renovables en los países con economías
emergentes, en 2013 se produjo un retroceso porque se han reducido los costos de producción de las tecnologías.
1.47.- Publicación analiza potencial de desarrollo de las ERNC (Fuente: Revista Electricidad, 07.04.14): Levantar un
diagnóstico sobre el potencial eólico, solar e hidráulico para generación de electricidad desde la Región de Arica y
Parinacota hasta la isla de Chiloé fue el objetivo de la publicación “El Potencial Eólico, Solar e Hidroeléctrico de Arica
a Chiloé”, el que fue desarrollado en el marco del proyecto “Estrategia de Expansión de las Energías Renovables en los
Sistemas Eléctricos Interconectados”, implementado por el Ministerio de Energía y Deutsche Gesellschaft für
Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH como parte de la cooperación intergubernamental entre Chile y Alemania.
El estudio reveló que Chile tendría un potencial de 40.452 MW para energía eólica; 1.640.128 MW para el caso solar
fotovoltaico; 552.871 MW para la termoeléctrica de concentración solar, y 12.472 MW para el caso hidroeléctrico. Cabe
indicar que se consideran proyectos de capacidad instalada significativa, con la excepción de centrales hidroeléctricas
donde el límite inferior se definió en 100 kW, no incluyéndose proyectos orientados al autoconsumo o fotovoltaicos en
zonas urbanas. Cabe indicar que el dominio estudiado comprendió las zonas cubiertas por el SING y el SIC a 2012,
incluyendo la posibilidad de conexión de proyectos distantes, aproximadamente, a 100 km de las líneas de transmisión
existentes a esa fecha. Ello incluye la totalidad del territorio nacional desde la Región de Arica y Parinacota hasta la isla
de Chiloé. En la publicación se destaca además que en el Norte Grande se identifican zonas con potencialidad para más
de una fuente de energía, incluyendo casos en que determinadas zonas son parte de los potenciales eólico, solar
fotovoltaico y solar de concentración de potencia. Asumiendo la incompatibilidad de desarrollar más de un tipo de
proyecto sobre el mismo territorio, se evaluó el potencial total sin superposición entre energías renovables. Con la
excepción de la costa de la Región de Coquimbo y del valle central entre las Regiones del Biobío y de la Araucanía, las
zonas con mayor potencial eólico y de mayor concentración de potenciales centrales hidroeléctricas se encuentran
relativamente alejadas del sistema de transmisión troncal del SIC.
1.48.- Energía solar permitirá por primera vez dar la vuelta al mundo a un avión (Fuente: EFE, 10.04.14): “Hoy
me acuerdo de Dumbo. Ese pequeño elefante con orejas grandes del que todos se reían. Pero él logró volar y todos se
maravillaron. Debemos tener sueños. Los sueños pueden parecer irreales, pero hay que perseguirlos porque a veces se
hacen realidad. Hoy estamos muy cerca del que yo siempre he tenido: dar la vuelta al mundo en un avión solar”, afirmó
Piccard, en la presentación de la aeronave. Nieto de Auguste, inventor del batiscafo y otros vehículos subacuáticos, e
hijo de Jacques, gran aventurero, Bertrand fue la primera persona en dar la vuelta al mundo en globo aerostático. Tras
esa hazaña y convencido de “que todos deberíamos hacer algo para proteger a la humanidad antes de que nos quedemos
sin recursos”, ideó crear un avión que no usara una sola gota de combustible fósil. Una década de esfuerzo, ingenio e
inversión que ha culminado y se ha concretado en un avión que se propulsa exclusivamente con la energía solar
almacenada en sus baterías gigantes, que pesan 633 kilos, un cuarto del peso total de la aeronave. Este es el segundo
prototipo de ese “sueño”. El primero, más leve y menos potente, realizó su primer vuelo en 2010 y logró, entre otros,
viajar 26 horas seguidas, y cruzar Estados Unidos de costa a costa en cinco etapas. Como Dumbo, el avión tiene unas
enormes “alas” de 72 metros de envergadura -las de un Boeing 747 jumbo miden 68,5 metros-; y está cubierto de una
fina capa de fibra de carbono que alberga 17.248 células solares para darle autonomía hasta cinco noches y cinco días.
La velocidad máxima a la que el avión podrá navegar será de 90 kilómetros/hora al nivel del mar, y de 140
kilómetros/hora a su altitud máxima, 8.500 metros. “Para poder ir de China a Estados Unidos o de Estados Unidos hasta
Europa necesitamos ese tiempo de autonomía, el Solar Impulse II lo logrará”, explicó a su vez, André Borschberg, el
ingeniero jefe del proyecto y que ha estado al lado de Piccard desde el inicio. Ambos son pilotos, y ambos se alternarán
en la cabina durante el trayecto alrededor del mundo, como han hecho hasta la fecha en todas las travesías que han
realizado con el primer prototipo del avión. Dicha cabina tiene un volumen de 3,8 metros cuadrados, suficientes para
almacenar el oxígeno, la comida, el agua, el paracaídas y el resto del equipamiento necesario para el piloto, y tiene un
asiento ergonómico que se reclina de forma que su ocupante pueda sentarse, estirarse e incluso hacer ejercicio. “Solar
Impulse no se construyó para transportar pasajeros, sino para transportar mensajes. Queremos demostrar la importancia
del espíritu emprendedor, para que la gente se cuestione lo que dan por sentado”, declaró Piccard.
El nuevo avión también incluye la novedad de que es completamente hermético, por lo que podrá volar sin problemas
bajo la lluvia. De día, el avión volará a una altitud de 8.500 metros y de noche, para ahorrar energía, descenderán hasta
los 1.500 metros. Durante los trayectos, los pilotos estarán en constante contacto con un equipo de más de 80 personas,
que ayer subieron al estrado para celebrar el proyecto con Bertrand y Borschberg. La nueva aventura comenzará en
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marzo del 2015 en el Golfo Pérsico, para atravesar el Mar de Arabia, la India, Birmania, China, el Océano Pacífico,
Estados Unidos, el Océano Atlántico, Europa del Sur o África del Norte, y volver finalmente al lugar de donde partió.
Está previsto que se realicen tantas escalas como sean necesarias, una decisión que tomarán los pilotos en función de sus
necesidades. Los once meses que restan hasta la hazaña se usarán para hacer vuelos de pruebas, ensayos que comenzarán
esta misma primavera boreal. “El mundo necesita nuevas formas de mejorar la calidad de vida de las personas.
Tecnologías limpias y renovables son parte de la solución”, concluyó Piccard.
1.49.- Chile quiere ser potencia solar en América Latina (Fuente: Pulso, 15.04.14): El potencial de energía solar
disponible en el norte daría abasto para energizar varias veces la demanda latinoamericana. Es la opinión categórica de
Samir Kouro, investigador del Solar Energy Research Center (SERC Chile). “Uno podría soñar por ejemplo en
interconectar el norte de Chile con Brasil con una línea de transmisión en alta tensión HVDC, y de esa manera poder
aumentar la penetración de energía solar, usando como respaldo el sistema hidroeléctrico Brasileño. Pero claro, ese
sueño depende de muchos factores más”. Justamente, la visión del SERC Chile, es que nuestro país se puede convertir
en una “potencia de energía solar” a nivel mundial, aprovechando su condición de laboratorio natural que reúne una
serie de condiciones únicas: radiación, espacio, localización central dentro de Sudamérica y minería relacionada con
tecnologías solares, entre otras. Para tal objetivo se requiere de diferentes músculos y cerebros. Por eso, esta entidad,
creada por iniciativa del Gobierno (a través del Conicyt), incluye a las universidades de Chile, de Tarapacá, de
Antofagasta, Técnica Federico Santa María, Adolfo Ibáñez y de Concepción, más la Fundación Chile. Lógicamente, el
área de trabajo es el desierto de Atacama, debido a su gran potencial para la producción de electricidad, calor y luz en
base a energía solar y para la aplicación de soluciones tanto fotovoltaicas como térmicas. “Además, en una zona
excepcional para el estudio, desarrollo y ensayo de nuevas tecnologías solares”, explica Rodrigo Palma, director de
SERC Chile. Sin embargo, existen varias barreras para este gran potencial. Las más relevantes se relacionan con el
ámbito tecnológico, legal, económico e institucional. “Así, el desconocimiento de las tecnologías, la lenta adaptación a
reglamentos y normas, el poco acceso a financiamiento y los vínculos débiles ente la universidad y la industria, se
plantean como los principales elementos que podrían afectar el desarrollo de la energía solar en el país”, agrega Palma.
Por otro lado, la energía que se obtiene debe ser “acumulada”, lo que genera un problema de espacio no menor. Se
espera crear corredores energéticos a lo largo de la costa del océano Pacífico, Sao Paulo, Río de Janeiro y Buenos Aires;
sumado a una capacidad instalada en torno a los 200.000 MW. Para esto, se requeriría una superficie cercana a los 4.000
km2, dividida por ejemplo, en 10 secciones de 20 x 20 km2. Asimismo, convertirse en polo de la energía solar requiere
de un desarrollo paralelo en sistemas de almacenamiento que permitan compensar la energía a través del día.
“Transformarnos en una potencia solar sería algo parecido a nuestro ‘viaje a la luna’ por lo que los desafíos son
enormes, como por ejemplo: crear el capital humano necesario, formar alianzas estratégicas con centros de primer nivel
en el mundo, atraer empresas del rubro y posicionar a Chile en la región como un país atractivo para convertirse en un
exportador de energía. Es un bonito desafío”, concluye Palma.
1.50.- Estudio destaca crecimiento de la energía solar en América Latina (Fuente: Pulso, 15.04.14): La demanda de
energía solar eléctrica en América Latina tendrá un crecimiento explosivo. Esa fue la conclusión del estudio “Emerging
PV Markets Report: Latin America & Caribbean” entregado el año pasado por la consultora NPD Solarbuzz, el cual
revelaba las perspectivas de esta fuente energética en la región. Según el informe, la demanda anual será de un 45% de
aquí al 2017. Dentro de la implementación en América Latina y el Caribe, Chile tiene la mejor posición, representando
un 51% del total. Hace menos de una semana, dos hechos confirmaron la tendencia mostrada por NPD Solarbuzz. La
empresa francesa Total anunció que invertirá US$300 millones en un mega proyecto en el Norte del país, que se sumará
al denominado Proyecto Salvador, que formará parte del SIC. La firma gala comentó que incluso, creará una filial
denominada “Total Nuevas Energías Chile”. Por otro lado, GasAndes inauguró los nuevos paneles fotovoltaicos
SunPower en la comuna de San Bernardo, Región Metropolitana. La idea de este complejo, denominado como “Oasis”
es que en su conjunto, los paneles generen 60 mil KWh al año. Esto, tomando en cuenta que cada uno alcanza una
capacidad de 25 Kw, siendo uno de los más eficientes del mercado. El objetivo de la compañía es abastecer un 20% del
consumo de energía eléctrica de su centro de operaciones en esta comuna. Chile posee uno de los mejores recursos de
energía solar del mundo. Particularmente en el Norte, donde por la claridad de los cielos, casi nula humedad y altura, se
obtienen radiaciones sin paralelo en otras regiones. El tema pasa entonces por su conversión a energía eléctrica y
térmica para su real aprovechamiento, además de hacerlo de manera competitiva con otras alternativas energéticas.
Según Samir Kouro, académico investigador del Departamento de Electrónica de la USM e investigador de SERC-Chile
(Solar Energy Research Center), el Norte es también un gran centro de consumo tanto de energía eléctrica como térmica,
principalmente del sector minero. “El costo de la energía actual, basada casi en un 100% en combustibles fósiles (del
cual Chile no tiene disponibilidad como recurso), es muy alto. Por lo tanto, la energía solar está comenzando a ser una
realidad. Hay proyectos aprobados por un total de 6GW de potencia para los próximos años, y aumentará aún más,
conforme se resuelvan algunos temas regulatorios y técnicos del sistema de potencia chileno”, dice Kuoro. Para Marco
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Lofat, director de Energía Solar de Fundacion Chile, las iniciativas a gran escala han sido principalmente financiadas por
privados, sin subsidios o algún tipo de ayuda del Estado. “La gran barrera es la burocracia de interconexión, derechos
mineros, permisos en general y la falta de inversión en infraestructura (transmisión, interconexión), que permita una
sinergia en los proyectos fotovoltaicos, de modo tal, de no encarecerlos por temas ajenos a la tecnología misma”. Pero,
¿es realmente la energía solar un recurso rentable? A primera vista, la existencia de proyectos de gran escala tanto en
construcción, aprobación y calificación (algunos de ellos por sobre los 100MW), es un buen indicador. “Sin embargo, la
penetración en porcentajes importantes (por sobre el 20%) demandará solucionar aspectos técnicos del sistema de
potencia, como incluir mayor respaldo energético, interconectando los distintos sistemas del país; o bien, generar
almacenamiento energético de gran escala (bombeo de agua, sales fundidas, o sistemas BESS)”, explica Samir Kouro.
Marco Lofat también estima que es rentable. “Pero falta una visión más integral de las autoridades. Se han olvidado que
Chile importa gas, petróleo y carbón. Por lo que las energías renovables son una estrategia de Seguridad Nacional”.
D.- Política Energética
1.51.- Políticas climáticas, energía y pobreza (Fuente: Opinión Claudio Agostini, Diario Financiero, 02.04.14): El
acceso a energía barata y abundante es una de las mejores maneras de sacar a la gente de la pobreza. Los análisis
muestran que hay relación entre el crecimiento y la disponibilidad de energía en África. China ha sacado a 680 millones
de personas de la pobreza durante los últimos 30 años a través del barato, aunque contaminante, carbón. Sin embargo,
muchos líderes de opinión ricos declaran cómodamente que la energía barata y el desarrollo de los pobres se opacan por
las preocupaciones climáticas. EEUU y varios países europeos anunciaron en 2013 que no van a apoyar la financiación
internacional para las plantas eléctricas de carbón en los países en desarrollo. Estas naciones se abstuvieron la última vez
que el Banco Mundial ayudó a financiar la planta de carbón de Medupi en 2010 en Sudáfrica. Sin embargo, Medupi
proveerá 10% de la energía de ese país y evitará los cortes eléctricos recurrentes. El ministro de Finanzas de Sudáfrica
planteó: "Para sostener las tasas de crecimiento que necesitamos para crear puestos de trabajo, no tenemos otra opción
que construir una nueva central generadora de energía eléctrica, basada en lo que, por ahora, sigue siendo nuestra fuente
de energía más abundante y asequible: el carbón". Y el Departamento del Tesoro de EEUU reconoce que sin una central
eléctrica de carbón en Sudáfrica, "la recuperación económica se verá afectada". La falta de energía es el problema
ambiental más importante del mundo. Cerca de 3 mil millones de personas en el planeta queman estiércol, cartón y
ramas dentro de sus casas para cocinar y mantenerse calientes, lo que mata a 3,5 millones de personas al año, por
contaminación del aire interior. Dar acceso a la electricidad en los países pobres podría terminar con esta consecuencia
mientras se hace un enorme bien. Permitiría a las familias tener luz para leer de noche, una computadora para estar en
contacto con el mundo y un refrigerador para conservar sus alimentos. Permitiría a las empresas una producción más
competitiva, generar empleo y progreso. Sin embargo, cuando los líderes mundiales hablan de dar energía al tercer
mundo, hablan de paneles solares. Éstos pueden alimentar la principal luz LED y quizás cargar un teléfono celular. Son
demasiado débiles para alimentar estufas eléctricas, calefactores y refrigeradores, sin hablar de la agricultura y la
industria. Un buen ejemplo es la iniciativa de Obama, Power Africa (Energía para África), orientada a aumentar la
generación de electricidad y el acceso a servicios modernos de energía en seis países africanos pobres. La Overseas
Private Investment Corporation (OPIC), que pondrá en práctica la mayor parte de este acceso, prefiere mayormente la
energía solar y eólica. Esto es importante, porque las inversiones en energías renovables cuestan mucho más y es más
difícil atraer a coinversores. Un nuevo artículo de Todd Moss y Ben Leo del Center for Global Development (Centro
para el Desarrollo Global) plantea el crudo dilema. Si Obama gasta los próximos 10 mil millones en la electrificación del
gas, puede ayudar a sacar a 90 millones de personas de la pobreza. Si sólo utiliza energías renovables, los mismos
fondos pueden ayudar a 20-27 millones de personas eligiendo, deliberadamente, dejar a más de 60 millones de personas
en la oscuridad y la pobreza. Usted puede argumentar que reducir las emisiones de CO2 es más importante que ayudar a
los pobres. Pero usted no puede afirmar, como les gustaría hacer a muchos ecologistas, que no hay ninguna solución
intermedia: que reduzca las emisiones de CO2 y ayude a más personas. Me parece inmoral desear reducir las emisiones
de CO2 negando a los más pobres el acceso a la energía mientras que nosotros, en Occidente, obtenemos más de las dos
terceras partes de nuestro consumo mucho más alto de energía a partir de combustibles fósiles. La única manera de hacer
frente de forma sostenible el calentamiento global es aumentar drásticamente la inversión en I+D verde que con el
tiempo hará las energías verdes tan baratas que todo el mundo querrá adoptarlas. Pero en este momento, tenemos la
responsabilidad de ayudar a sacar la mayor cantidad de personas de la pobreza como sea posible. Nuestro apoyo debe
utilizarse para ayudar a esas 60 millones de personas, y no como una herramienta para hacernos sentir virtuosos sobre
decisiones verdes simplistas.
1.52.- Gerente de Colbún y la crisis eléctrica: “Es bueno que el Estado tome el liderazgo y que se juegue porque
las cosas se hagan” (Fuente: La Segunda, 07.04.14): “Soy optimista por naturaleza”. Así responde el gerente general de
Colbún, Ignacio Cruz, cuando se le pregunta por sus proyecciones para el sector eléctrico este año. Los pronósticos de
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un invierno más lluvioso le sacan una sonrisa, aunque, para asegurarse, “hay que prender velas a San Isidro”, bromea.
Igual de optimista se plantea con el arribo de Máximo Pacheco al Ministerio de Energía. “Llegó con una actitud que
considero fundamental, de dialogar y construir con todos los actores del sector. Nuestra visión del negocio es así”, opina.
Cruz llegó hace dos años a la generadora del Grupo Matte, pero su paso por la minería -fue gerente general de Los
Pelambres, mina de los Luksic-, le entregó más de una lección que puede aplicar en el negocio eléctrico, dice. El
principal es que los proyectos deben conversarse desde el día uno con la comunidad. “Hoy las cosas ya no las hacen los
que saben más, porque nadie en realidad sabe más, sino que se hacen en conjunto. Tenemos que construir nuestro
negocio con las comunidades y, bueno, las autoridades tienen que construir también las regulaciones y las políticas en
conjunto con la comunidad y los actores relevantes del sector”.
- ¿Cuánto debería durar este período de diálogo y de escuchar para llegar a acuerdos?: No seré yo quien le ponga plazos
al ministro, pero los diálogos hay que hacerlos hasta obtener los resultados que se requieren, y para eso hay que tener
la decisión de avanzar, y cuando los diálogos se entrampen, llega el minuto de tomar decisiones. Supongo que eso
hará. Los plazos también dependen mucho de cómo se den esos diálogos. Si son lo suficientemente amplios y
profundos, y la gente los enfrenta de una manera constructiva, pueden ser muy cortos, pero si se entrampan en
prejuicios, no vamos a llegar a ninguna parte.
- ¿Cuál es el sentido de urgencia, esto de posible año lluvioso calma algo la situación?: Lo primero que espero es que
estas voces de año lluvioso no calmen ninguna urgencia, porque nadie nos asegura que lo será, y si así fuera, tampoco
cambiaría el futuro: puede venir un próximo nuevo año seco y vamos a enfrentar los mismos problemas. Por eso es
muy importante ir avanzando y resolver pronto aquellas cosas que nos permitan que se desarrollen los proyectos que
están en carpeta, que son un montón.
- Esta búsqueda de acuerdo que menciona solía radicarse en el Congreso, pero ahora se pone más el acento en las
comunidades, ¿ve un cambio de foco en esto?: No veo cambio en el cómo se tienen que hacer las cosas: los acuerdos
deben ser lo más amplios posible y un buen escenario para la discusión es el Congreso, pero no sólo de los políticos
sino también incorporando a todos los actores: los inversionistas, los actuales incumbentes y las comunidades deben
poder manifestarse.
- ¿En esta búsqueda de consenso, cuáles son las definiciones imprescindibles para que el sistema funcione mejor?: No sé
si imprescindibles. Probablemente hay algunas que aportan más que otras y dependiendo del conjunto de soluciones es
cómo va a funcionar. Pero me parece muy importante poder darle mayor certeza a nuestra institucionalidad, de modo
que cuando un proyecto tenga aprobación, el inversionista pueda ejecutarlo con cierta certeza. Eso es fundamental para
poder incorporar a nuevos actores en esa industria, quienes tienen obviamente más incertezas que los que están ya
instalados. También es importante incorporar en nuestra institucionalidad ambiental la participación ciudadana
temprana. Un paso importante es que todos los proyectos tengan un diálogo anterior con las comunidades, de modo de
hacer proyectos atractivos para todos.
- ¿Y estos acuerdos deberían ser vinculantes?: Creo que sí. Así como está la resolución de calificación ambiental, que
impone una serie de obligaciones y restricciones a la operación de una empresa, también puede establecer condiciones
de relacionamiento con las comunidades.
- ¿Que sea una nueva etapa en los procesos de evaluación de los proyectos?: Puede ser uno de los requisitos para la
presentación de los estudios de impacto ambiental el haber establecido un diálogo con las comunidades del que se
desprenda cuáles son las acciones que tendrá la compañía en relación a ellas al desarrollar el proyecto. Los proyectos
bien integrados con las comunidades y que sean atractivos para ellas, no deberían tener más problemas. Se aprueban,
se ejecutan y listo.
- ¿Desde las mismas eléctricas no hay una crítica de cómo han sido sus procedimientos en todo este tiempo, más allá de
la incertidumbre que pueda haber respecto de la institucionalidad?: Lo he dicho en todos los tonos: hay que hacer un
mea culpa, yo hago un mea culpa. Trabajando en la minería aprendí de los errores que íbamos cometiendo y yo creo
que al empresariado en general le ha pasado eso. No hemos hecho las cosas de la mejor forma, pero hemos ido
aprendiendo y podemos seguir aprendiendo. Hace 10 años a nadie se le habría ocurrido iniciar un proyecto
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conversando con las comunidades antes de presentar un estudio. Hubiésemos tenido terror de que se subieran por el
chorro. Nosotros en Colbún lo hicimos en Angostura. Y tenemos un proyecto que resultó fantástico.
- Eso sirve harto para lo local, pero cuando se trata de un proyecto como HidroAysén que es de interés nacional, ¿cuál
es la solución?: Yo le voy a hacer caso al ministro, voy a deshidroaysenizar el debate (risas)… Efectivamente creo en
un modelo en el que las empresas tienen que insertarse en la sociedad y agregar valor al sistema conformado por todos
sus grupos de interés. Hay proyectos que son muy pequeños y los grupos de interés son también muy localizados. Hay
otros con alto impacto, que trascienden y por lo tanto hay que satisfacer necesidades de un grupo mucho mayor. En
esos casos hay organizaciones que pueden representar a la sociedad civil.
- ¿Y en el caso de HidroAysén, donde ya no se hizo esa consulta previa?: Entiendo que en el caso de HidroAysén se ha
trabajado bastante con la comunidad más cercana y hoy día el proyecto requiere de un diálogo más amplio para tener
un acuerdo en cómo se hace… No más, ya dije mucho.
- Pero, ¿cuál es su opinión sobre la última resolución del Comité de Ministros que anuló lo del anterior?: HidroAysén
tiene la vocería de lo que pase en HidroAysén. Pero para contestar, más que evaluarlo, lo que queremos es que la
institucionalidad funcione y eso hemos buscado siempre. Cuando deja de funcionar ponemos en riesgo no sólo la
situación específica, sino todas aquellas que vienen detrás porque todo el mundo empieza a cuestionarse. Cómo
funciona políticamente el enredo de un Comité de Ministros, cruzado con el otro, prefiero no opinar. Vamos a
establecer la forma de resolverlo una vez que tengamos todas las resoluciones sobre la mesa.
- Una de las definiciones del nuevo gobierno ha sido que el Estado juegue un rol más activo en la industria ¿cómo lee
esa señal?: Lo leo muy positivo. Se requiere un liderazgo del Estado que sea más activo y, en ese sentido, creo que ese
es el camino correcto. Que el Estado, en esta situación, tome un liderazgo para lograr que se solucionen los problemas
y, como lo ha planteado el ministro, que esa solución se obtenga desde un diálogo con todos los actores relevantes.
- ¿Un rol tan activo hasta el punto de que el gobierno tramite permisos y luego licite construcción de centrales?:
Dependiendo de las situaciones. Es bueno que el Estado tome el liderazgo y que se juegue porque las cosas se hagan y
no queden nuevamente entrampadas en alguna dificultad. El Estado debiera definir hasta dónde llega con qué tipo de
proyectos.
- En los próximos años no entrará nueva capacidad de generación ¿cómo se enfrentará?: Por un lado están las soluciones
obvias: trabajar los temas de eficiencia energética que, si se avanza, podría ahorrar la necesidad de una o dos centrales
en el plazo de cinco o diez años. En el plano de mejorar la oferta para hacer frente a esta demanda que sigue creciendo
creo que hay que abocarse, en el corto plazo, a hacer el mejor uso posible de las instalaciones que hoy día tenemos y
destrabando desde ya los proyectos que puedan realizarse y que sean los que queremos. Tenemos por delante tres o
cuatro años en que la situación se irá haciendo más estrecha y en la medida que esos años sean secos como los
anteriores veremos los costos marginales subiendo.
1.53.- Eléctricas: el diagnóstico se conoce… piden al Gobierno y Congreso actuar (Fuente: Pulso, 08.04.14): Los
presidentes de Colbún, Endesa, CGE, Copec y Transelec -en carta a los accionistas de las empresas que lideran- insisten
en la necesidad de que el gobierno tome medidas para enfrentar la falta de desarrollo del sector. Piden nuevas políticas
para fomentar la inversión y evitar que el país pierda competitividad.
- Bernardo Larraín, Presidente de Colbún: “Debemos partir con un proceso de diálogo público privado, con la
participación del Estado, de la sociedad civil y del sector privado, no para afinar los diagnósticos o postergar
decisiones, sino que por el contrario, para tomarlas”. Categórico es Bernardo Larraín Matte, presidente de Colbún, en
su carta a los accionistas expuesta en la Memoria 2013 de la firma eléctrica. Matte dice que los principales desafíos
son: desequilibro entre una demanda creciente y una oferta competitiva; largas e inciertas tramitaciones ambientales
seguidas de procesos de judicialización de las mismas características que dificultan las decisiones de inversión;
clientes industriales y mineros con problemas para conseguir un suministro competitivo de largo plazo para abastecer
sus planes de crecimiento; costos de generación que se han mantenido altos y volátiles; comunidades vecinas y la
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sociedad en general que demandan legítimamente más participación y protagonismo y mejores estándares medio
ambientales en todas las actividades. “Sobre estas materias hay bastante consenso entre los diversos actores, lo que
corresponde ahora es actuar”, insiste. Afirma que se requiere impulsar “un plan ambicioso” de nueva capacidad de
generación competitiva, sustentable y segura, en un momento -dice- en que Chile quiere dar un salto hacia el
desarrollo. “El desarrollo económico y social de un país va acompañado de mayor uso de energía”, destaca. Frente a
esto, afirma que Colbún tiene una cartera de proyectos para ser un actor relevante en el desafío de agregar nueva
capacidad de generación. “No basta, sin embargo, con tener una cartera de proyectos y las capacidades internas para
emprenderlos. Es fundamental, más allá de los permisos, la participación del Estado, la sociedad civil y las empresas
para que dentro de la institucionalidad ambiental, se generen las condiciones de viabilidad que permitan su desarrollo”,
dice. Y remata: “Logremos un gran acuerdo nacional para salir de este problema energético”.
- Jorge Rosenblut, Presidente de Endesa Chile: Jorge Rosenblut, presidente de Endesa Chile, afirma que el país está
iniciando un nuevo ciclo político que estará marcado durante los próximos cuatros años “por importantes retos” en
materia educacional, tributaria y constitucional. Ellos serán el centro de atención de las nuevas autoridades de los
Poderes Ejecutivo y Legislativo, dice en la carta a los accionistas de la empresa. “Quizás uno de los más urgentes de la
agenda sea, sin embargo, el de lograr una verdadera reactivación del sector eléctrico, una que aborde con decisión la
necesidad de desatar los nudos que hoy impiden que Chile cuente con la energía indispensable para seguir impulsando
su desarrollo. Y sobre todas las cosas, debemos garantizar que el país avance en el camino de asegurar un mayor
autoabastecimiento energético, cosa en la que otros países de la región, con los cuales somos socios comerciales y
competidores al mismo tiempo, han avanzado con decisión”, afirma. Rosenblut dice que una parte de la explicación
de por qué no se desarrollan los proyectos de energía convencionales tiene que ver con los largos procesos de
aprobación administrativos que suelen enfrentar, motivados en parte por las mayores exigencias ambientales. A ello se
suman las demandas y expectativas de una ciudadanía cada vez más empoderada, lo que ha provocado que no pocas
veces los proyectos terminen judicializándose, afirma el directivo, y agrega: “Además, hemos visto intervenciones
discrecionales de la autoridad, como ocurrió con el caso de Barrancones”. Frente a esto, afirma que el mercado ya ha
reaccionado para hacer frente a estos desafíos, con la incorporación, en los últimos años, de nuevos operadores. “Y
ciertamente el Estado también tiene un papel como facilitador para el logro de esta tarea y el reto país es asegurar que
los proyectos efectivamente se materialicen y que no nos quedemos atrás respecto de otros países de la región en la
senda del autoabastecimiento”, señala.
- Jorge Marín, Presidente del Grupo CGE: El presidente de CGE, Jorge Marín, remarca la necesidad de nuevas
normativas para el sector, haciendo hincapié en el futuro que pueden tener las licitaciones de suministro eléctrico para
clientes regulados. El directivo dice en la carta a los accionistas de la compañía que al igual que en los últimos años, la
actividad regulatoria ha sido significativa, tanto por la aprobación de leyes sectoriales como la de Concesiones y
Servidumbres Eléctricas, la de Ampliación de la Matriz Energética mediante Fuentes Renovables no Convencionales y
la de Interconexión de Sistemas Eléctricos Independientes, como por la entrada en vigencia de decretos tarifarios de
relevancia para nuestro sector como el que fija el Valor Agregado de Distribución para el período comprendido entre
noviembre de 2012 y noviembre de 2016. “Si bien los avances legislativos son importantes para la industria, aún
persiste la necesidad de trabajar en ajustes normativos que apoyen el desempeño del sector eléctrico en su conjunto, en
especial respecto del desarrollo de proyectos de generación y transmisión de electricidad, de forma que el país pueda
contar con la energía necesaria, a precios competitivos y en armonía con el medio ambiente”, sostiene en la Memoria
2013 de CGE. Y añade: “Esto se vuelve de especial necesidad a la hora de observar lo sucedido con las licitaciones de
suministro eléctrico para clientes regulados. Si bien en 2013 se consiguió licitar -en conjunto con otras empresas
distribuidoras- el 78% de un importante bloque de energía para el periodo 2013-2024, se mantiene la incertidumbre en
torno a los futuros procesos”. El directivo destaca que la compañía ha continuado el trabajo en torno a la optimización
de procesos, destinados a la generación de sinergias y estructuras organizacionales que faciliten el trabajo centrado en
sus clientes finales, con cambios organizacionales en sus filiales Emel Norte, Conafe y Emelat.
- Roberto Angelini, Presidente de Empresas COPEC: “Siempre hemos sido claros al señalar que sin las energías más
tradicionales, no es posible satisfacer la demanda energética en forma eficiente, para así contribuir a la gran tarea del
desarrollo y superar la pobreza”. Roberto Angelini, presidente de Empresas Copec, es claro en la mirada que tiene la
compañía sobre el sector energético nacional. A su juicio, el costo y la disponibilidad de la energía es hoy el principal
cuello de botella de la competitividad y productividad del país. En carta a los accionistas de la compañía, destaca que
“Chile no puede darse el lujo de escoger qué energía usar, ni perder el tiempo debatiéndolo. Debe sumarlas todas,
tradicionales y nuevas, para seguir creciendo”. En ese sentido, destaca que la coligada Guacolda continuó durante el
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año la construcción de su quinta unidad de generación, que sumará otros 152 MW al Norte Chico de nuestro país, y
dio inicio a los trabajos necesarios para instalar el equipamiento que le permitirá cumplir con las nuevas regulaciones
de emisiones. “Esta inversión, por más de US$200 millones, demuestra que es posible contar en Chile un parque
térmico amistoso con el medioambiente, haciendo injusta la fuerte oposición que se expresa por una parte de la
ciudadanía”, afirma Angelini. Sobre estas instalaciones, resalta que, por primera vez, parte del carbón que utilizó
Guacolda en 2013 provino de la coligada Mina Invierno: se embarcaron más de dos millones de toneladas de carbón
nacional desde el terminal marítimo ubicado en el Seno de Otway, en Magallanes. Casi la mitad de esta producción fue
destinada al parque térmico nacional, para lo que la empresa constituyó la Naviera Los Inmigrantes, que cuenta ya con
dos naves de tipo Panamax.
- Richard Legault, Presidente de Transelec: El presidente de Transelec, Richard Legault, destaca el rol que tiene el
sistema de transmisión en el sector eléctrico nacional, además de señalar que la industria eléctrica es clave para el
desarrollo del país. “Mirando hacia el futuro, considero que el sector de energía sigue siendo una prioridad clave par a
el país como resultado de la creciente demanda eléctrica y su correspondiente necesidad de infraestructura. En este
sentido, consideramos primordial cuidar al sector transmisión como un segmento clave para desarrollar correctamente
la generación y la posterior distribución de la energía, teniendo un impacto directo en la calidad de vida de las
personas”, dice el directivo en la carta a los accionistas de la compañía contenida en la Memoria 2013. Añade:
“Consideramos que Transelec, como uno de los más relevantes actores de la industria, ha desempeñado un rol clave al
participar en importantes foros promoviendo cambios que conducirán a nuevos e innovadores proyectos, para atender
las crecientes necesidades de energía del país y mejorar la calidad de servicio para todos sus clientes”. La compañía
destaca en su Memoria 2013 que, en cuanto a los robos de conductor que afectaban gravemente a líneas de transmisión
con conductor de cobre de Transelec, durante el año pasado en relación al año anterior fue particularmente importante
porque después de 5 años consecutivos de robo de cable en líneas de alta tensión, se logró reducir la cantidad de cobre
sustraído de 5,3 toneladas anuales a cero toneladas en 2013, contribuyendo además de la reducción las pérdidas, a
mejorar la disponibilidad de las líneas y entregar un mejor servicio al país y a la comunidad en general, destaca la
empresa.
1.54.- Ministros avanzan en el desarrollo de la Agenda de Energía (Fuente: Diario Financiero, 08.04.14): Una
reunión de trabajo para avanzar en el desarrollo de la Agenda de Energía del Gobierno de la Presidenta Michelle
Bachelet, sostuvieron este mediodía los ministros que integran al comité responsable de diseñar y proponer las medidas.
El encuentro contó con la participación de los titulares de Hacienda, Alberto Arenas; de Bienes Nacionales, Víctor
Osorio; de Energía, Máximo Pacheco; de Vivienda, Paulina Saball; de Obras Públicas, Alberto Undurraga; de Minería,
Aurora Williams; además de la subsecretaria de Economía y Empresas de Menor Tamaño, Katia Trusich, quien asistió
en reemplazo del ministro Luis Felipe Céspedes. La elaboración de la Agenda de Energía forma parte de las 50 medidas
comprometidas por la Presidenta Michelle Bachelet para los primeros 100 días de Gobierno, las que serán anunciadas
durante la primera quincena de mayo.
1.55.- Ministros mantienen Agenda Energética dentro de los primeros 100 días de Gobierno (Fuente: Ministerio de
Hacienda, 08.04.14): En un comunicado de prensa, el Ministerio de Hacienda confirmó que la mañana del martes se
mantuvo una reunión en sobre la agenda energética. El encuentro sirvió “para avanzar en el desarrollo de la Agenda de
Energía del Gobierno de la Presidenta Michelle Bachelet”. En el encuentro participaron los titulares de Hacienda,
Alberto Arenas; de Bienes Nacionales, Víctor Osorio; de Energía, Máximo Pacheco; de Vivienda, Paulina Saball; de
Obras Públicas, Alberto Undurraga; de Minería, Aurora Williams y la subsecretaria de Economía y Empresas de Menor
Tamaño, Katia Trusich, quien asistió en reemplazo del ministro Luis Felipe Céspedes. “La elaboración de la Agenda de
Energía forma parte de las 50 medidas comprometidas por la Presidenta Bachelet para los primeros 100 días de
Gobierno, las que serán anunciadas durante la primera quincena de mayo”, confirmó la cartera de Hacienda.
1.56.- Seremi Arturo Molina recibe lineamientos energéticos para el Norte Grande (Fuente: Revista Electricidad,
09.04.14): Esta semana viajó a Santiago el seremi de Energía de la Macro Zona Norte, Arturo Molina, para reunirse con
los jefes del equipo de la cartera, encabezado por el ministro de Energía, Máximo Pacheco, la subsecretaria Jimena Jara
y los jefes de división, Christian Santana, de Energías Renovables; Ignacio Santelices, de Eficiencia Energética; Nicola
Borregaard, de Desarrollo Sustentable; AnnieDufey, de Prospectiva y Política Energética; Juan Pablo Urrutia, de
Seguridad y Mercado Eléctrico; José Antonio Ruiz, de Seguridad y Mercado de Hidrocarburos y Rosa María Argomedo,
de Acceso y Equidad Energética. Así como con los jefes de departamentos Paula Estevez, jefa del Departamento
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Internacional y Javier Zulueta, encargado de la Unidad de Participación y Diálogo Social. En estos encuentros, cada jefe
de división y departamento dio a conocer los lineamientos generales de su área y parte de su agenda de proyectos
regionales. Asimismo, se analizó el programa de la Presidenta Bachelet en materia de energía para el período 20142018. En esta línea, se informó que el Ministerio de Energía está desarrollando una Agenda como parte de las medidas
de los primeros 100 días de Gobierno. Este documento permitirá fijar durante este año una política energética nacional.
Todo ello, con el objetivo de aspirar a un desarrollo energético seguro, sustentable y a precios razonables. La
elaboración de este documento contempla en principio seis pilares fundamentales: un rol más activo del Estado; reducir
las barreras de entrada y así generar mayor competencia; fomentar las ERNC, la eficiencia energética, la transmisión y el
generar diálogo y participación con los distintos actores del sector. En materia regional, Arturo Molina, seremi de
Energía de la Macro Zona Norte, comentó que esta reunión sirvió para definir y dirigir la mirada hacia donde queremos
trabajar. “La misión que tenemos es promover la sustentabilidad y contribuir al desarrollo económico y social de país,
por lo cual esta zona cumple un rol fundamental en esa misión. Por lo tanto, mientras más parques eólicos y plantas
fotovoltáicas tengamos, podremos inyectar una mayor cantidad de energía a la red y así cumplir con los objetivos
propuestos”. La jornada de trabajo se desarrolló durante dos días y contempló una intensa agenda de reuniones que
permitieron a los seremis de las seis macrozonas tener una visión general del trabajo que desarrolla la cartera de la cual
son parte.
1.57.- Angelini: “Chile no puede darse el lujo de escoger qué energía usar” (Fuente: La Tercera, 10.04.14): “La
energía es hoy el principal cuello de botella de la competitividad y productividad de nuestra economía. Por ello, Chile no
puede darse el lujo de escoger qué energía usar, ni perder el tiempo debatiéndolo”, afirmó el presidente de Empresas
Copec, Roberto Angelini, ante la falta de ejecución de proyectos de energía. Si bien el empresario reconoció que
ninguna de las formas de energía es “óptima”, pues todas tienen pro y contra, afirmó que es necesario sumar todas,
tradicionales y nuevas, para seguir creciendo. “Mucho se habla de la meta de 20% de energías renovables no
convencionales, pero qué ausente de agenda está el restante 80%”, acusó, en la carta dirigida a los accionistas de la
empresa, contenida en la memoria anual. Angelini señaló que como grupo siempre han sido claros en decir “que sin las
energías más tradicionales (como el carbón), no es posible satisfacer la demanda energética en forma eficiente, para así
contribuir a la gran tarea del desarrollo y superar la pobreza”. Empresas Copec -que había anunciado una inversión por
US$ 600 millones este año- detalló en su memoria algunos de los proyectos que realizará a través de sus filiales. En el
caso de Terpel Colombia, dijo que la compañía inició un proceso de simplificación de su estructura societaria para
facilitar su apertura directa a la Bolsa de Valores de Bogotá, el que debiera concluir en el primer semestre de este año.
Su filial, ArcoPrime, tiene programada la apertura de un nuevo Pronto Truck Center en Copiapó, cuatro tiendas Pronto
en espacios no asociados a las estaciones de servicio y dos locales Fres&Co. Abastible, por su lado, pondrá en marcha
nuevas plantas de almacenamiento y llenado de cilindros. Mientras que en Metrogas se contempla ampliar la red de
distribución residencial y comercial a la Región de O’Higgins. Por el lado pesquero, en Corpesca se realizarán mejoras
en la flota y en las plantas, para optimizar la operación y diversificar la capacidad productiva.
E.- Contratos y Precios
1.58.- Costo de operación del SIC rondó los 216 US$/MWh en marzo (Fuente: Diario Financiero, 02.04.14): Un alza
en torno a 21% respecto del mismo lapso de 2013 registró el costo marginal en el SIC durante marzo, de acuerdo con
datos preliminares del CDEC de la mayor red eléctrica del país, que desde Taltal a Chiloé abastece a más del 94% de la
población nacional. Los datos preliminares indican que el tercer mes de 2014 este ítem, que representa el costo de operar
la central menos eficiente -y por ende más cara- del sistema en un momento determinado y al cual están indexados
algunos contratos de grandes consumidores eléctricos, promedió del orden de US$ 216 por MWh, frente a los US$ 178,5
por MWh que alcanzó en marzo del año anterior. De esta forma el costo marginal mantiene la tendencia alcista, que es
propia de esta época y está influida por el término de la temporada de deshielos. Las proyecciones más recientes
apuntan a que hacia mediados de año, y en caso de persistir las condiciones de sequía, este factor podría escalar hasta
los US$ 270 por MWh en algunos puntos del SIC. En lo que respecta al desempeño del SIC, las cifras de operación real
que ayer liberó el CDEC, muestran que en marzo la generación eléctrica subió un 2,3%, comparado con igual mes de
2013. En el análisis del mix se observa que la componente térmica -compuesta por centrales en base a carbón, gas
natural licuado, diésel y biomasa- explicó el 66% del total, lo que refleja una baja respecto del 68,8% que alcanzaron
hace doce meses. Las unidades de embalse y pasada, en tanto, aportaron en conjunto durante marzo recién pasado casi
un 32% del total de energía inyectada al sistema, lo que refleja un alza comparado con el 30,2% que alcanzaron en el
período de contraste. En marzo pasado, en tanto, la generación de energía renovable, puntualmente solares y eólicas,
representaron el 1,3% y el 09,7% del total del mix de generación, lo que en ambos casos representa incrementos respecto
de lo reportado en el mismo lapso de 2013.
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1.59.- Salida de Bocamina ha costado US$100 millones (Fuente: Pulso, 02.04.14): La paralización de la unidad,
iniciada a comienzos de año, ya ha generado un sobrecosto para el SIC de US$100 millones, según cálculos de la
industria, lo que equivaldría en consumo de petróleo diario a cinco veces lo que utiliza el Transantiago. Esta cifra se
explica por la entrada en operación en este período de centrales menos eficientes -fundamentalmente a diésel- en
reemplazo de esta unidad, que en marzo de 2013, por ejemplo, aportó el 5,5% de la generación del principal sistema
eléctrico del país. De acuerdo con un análisis realizado por la industria energética, si se quisiera reemplazar la energía no
generada por Bocamina II, durante este periodo de suspensión, sólo con generación hidráulica, esto equivaldría a todas
las extracciones realizadas por los regantes durante esta temporada desde el Embalse del Laja, lo que entrega una
dimensión del costo que esta suspensión tiene en las escasas reservas hídricas durante la sequía. Según fuentes de la
industria, la paralización de la central genera un complejo panorama. Ello, pues si bien el costo de la generación
ineficiente o adelanto del uso de agua recae en los generadores deficitarios (que realizan compras spot), los recursos
hídricos desaprovechados representan un alto costo para el país en todos sus sectores productivos y que los mayores
costos del sistema se reflejan en altos precios spot, según comentan fuentes de la industria.
1.60.- Industria minera abordará sus desafíos en materia de suministro y costos eléctricos (Fuente: Revista
Electricidad, 07.04.14): Los principales ejecutivos de la industria del cobre y de la energía se reunirán este jueves 10 en
la Tercera Cumbre Minería, Energía y Agua 2014 para debatir respecto al impacto que posee la capacidad de desarrollo
y crecimiento del sistema eléctrico chileno sobre la cadena de valor del negocio minero, en lo referido a aspectos a
oferta energética disponible y costos relacionados, entre otros. La actividad, que se realiza en la ciudad de Santiago y
que forma parte de la Semana Cesco, se iniciará con la intervención de Juan Carlos Guajardo, director ejecutivo del
Centro de Estudios del Cobre y la Minería (Cesco), considerándose además la presencia del ministro de Energía Máximo
Pacheco. Durante la jornada se abordará el estado actual del SING y el impacto que tendría en la matriz energética una
mayor inclusión de GNL, temática en la que se contará con la intervenciones de Rudolf Araneda, gerente general de
GasAtacama, Jean-Michel Cabanes, gerente general de GNL Mejillones, la consultora Rosa Herrera, y Jorge Gómez,
presidente de Minera Collahuasi, este último que entregará la visión de la minería respecto a los desafíos del sistema
eléctrico del norte en el corto y mediano plazo. Además, en el marco del encuentro Andrés Romero, secretario ejecutivo
de la Comisión Nacional de Energía, expondrá respecto a las implicancias que posee la realización del proyecto de
interconexión del SIC y el SING; a lo que se sumará la realización de un foro en el que se debatirá respecto al nivel de
precios eléctricos que presenta el SIC, y la forma como ello impacta en la competitividad en la industria, instancia en la
que participará Juan Ricardo Inostroza, director comercial de AES Gener, Nicolás Caussade, gerente de Energía de
Antofagasta Minerals, Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), y José
Venegas, gerente regional de Gestión de Energía y Comercialización de Endesa.
1.61.- AES Gener asegura que los impuestos verdes impulsarán más de 20% costo de energía (Fuente: Diario
Financiero, 11.04.14): El gerente general de AES Gener, Luis Felipe Cerón, concurrió a Valparaíso para exponer sobre
la reforma tributaria, frente a la comisión de Hacienda de la Cámara, instancia en la que cuestionó la finalidad de los
impuestos verdes que contempla el proyecto, asegurando que la única consecuencia será una fuerte alza en el costo de la
energía. “El efecto que tienen los llamados impuestos verdes, que por lo demás no tienen ningún impacto positivo en el
medio ambiente, es que encarecen definitivamente la energía. En régimen, las cuentas debieran subir en alrededor de un
22% al usuario final, si el proyecto queda así”, aseguró Cerón. Es decir, de una cuenta de $ 30 mil, habría un alza de más
de $ 6 mil”, lo que sería paulatino, pero que comenzaría a partir del próximo año. Como explica el ejecutivo, más que el
impuesto en sí, el impacto se da por la nueva tecnología que tendría que aplicar la industria, ya que por el tema de las
emisiones no sería conveniente invertir en carbón, se empezaría a invertir en gas, y este sistema sería mucho más
costoso. Adicionalmente, advirtió que “estos impuestos verdes van orientados hacia la generación termoeléctrica que ya
tiene una norma de emisión muy exigente, de hecho tienen los niveles más exigentes del mundo, por lo tanto eso no va a
mejorar”. Lo mismo ocurriría con el impuesto al CO2 que “no tiene ningún impacto local, es un tema global y es un
impuesto que no tiene ningún país en América”. Según Cerón, es mucho más eficiente, “si queremos bajar las emisiones,
sacar regulaciones para otras industrias que emiten y que no están reguladas hoy. Por ejemplo, cementeras y minería”,
entre otras. Respecto al impacto en la industria, Cerón añadió que estos impuestos van a agravar una situación ya
compleja del sector eléctrico. “Tenemos una falta de inversión y pese a los esfuerzos que va a tener el gobierno en su
agenda energética, esto lo va a poner bastante cuesta arriba con los mayores costos que se generan”, concluyó.
1.62.- Entregan propuestas para afrontar crecientes costos energéticos del SIC (Fuente: Revista Electricidad,
10.04.14): En el marco de la cumbre energética Cesco, María Isabel González, gerenta general de Energética
Consultores, analizó la evolución de los costos de la energía en el SIC, mencionando que en los últimos 10 años los
precios de la energía han subido desde US$30/MWh a alrededor de US$100/MWh, recordando que varias de las últimas
licitaciones eléctricas han sido declaradas desiertas. La especialista explicó que los actuales niveles de precios se
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explican por factores como el retraso de los proyectos por problemas de servidumbre y/o concesiones, escasez de oferta
de generación por oposición de grupos de interés, resoluciones ambientales y judiciales, barreras de entrada en la
conexión de nuevos actores, y obras de transmisión que no se adelantan a la generación, entre otros factores. Frente a
este escenario, resaltó que se deberían aprovechar las licitaciones eléctricas para desarrollar licitaciones internacionales
de proyectos termoeléctricos, definir caducidad de los derechos de agua no consuntivos (no más de 5 años), disponer de
un reglamento para la nueva ley de ERNC, aumentar el nivel de potencia contratada de los clientes libres hasta que las
condiciones mejoren, desarrollar plan regulador para la instalación de termoeléctricos a lo largo del país, propiciar la
desintegración vertical en el negocio del GNL, junto con aumentar el poder comprador de este combustible con un rol
activo del Estado (Enap). Mientras en materia de transmisión, la especialista indicó que el Estado debiera enfocarse en la
planificación de largo plazo considerando un plazo de 10-20 años con visión estratégica, con actualizaciones anuales,
considerando la transmisión troncal, subtransmisión y distribución. Además sugirió establecer la obligación de los
propietarios de las redes a adaptarlas para la conexión de los PMG y PMGD, redefiniéndose la forma de pago.
1.63.- CGE Distribución lanza por novena vez licitación para adjudicar suministro eléctrico (Fuente: Diario
Financiero, 14.04.14): Por novena vez CGE Distribución lanzó un proceso de licitación para adjudicar los suministros
eléctricos que mantiene sin contrato desde 2011, a consecuencia de la quiebra de la generadora Campanario. El gerente
general de la concesionaria, Christian Saphores, explicó que la subasta considera un precio corregido de US$ 125 por
MWh, superior a los US$ 120,1 por MWh del proceso anterior que se declaró desierto. El ejecutivo tiene pocas
expectativas respecto del éxito de esta nueva subasta, lo que deja en evidencia -añadió- que es necesario que la autoridad
perfeccione estos procesos. Saphores comentó que el plan de inversiones para este año alcanzará los $ 24.000 millones y
estará enfocado en reducir las pérdidas de energía en su red, mientras que las ventas de energía podrían elevarse un 4,5%
respecto de 2013.
1.64.- Alstom obtiene contrato de suministro para central de BHP Billiton (Fuente: Business News Americas,
14.04.14): El fabricante francés Alstom se adjudicó contratos avaluados en más de 100mn de euros (US$139mn) por el
suministro de turbinas y la prestación de servicios de largo plazo para la central de ciclo combinado Kelar en la norteña
II Región de Chile. El proyecto será implementado por Samsung Engineering conforme a un contrato de ingeniería,
procura y construcción y las turbinas se pondrían en comisionamiento a fines del 2016. La planta a gas natural de
517MW cubrirá los requerimientos de energía de Minera Escondida, controlada por el grupo minero BHP Billiton
(NYSE: BHP). Las operaciones comerciales de Kelar comenzarían en el segundo trimestre del 2016.
1.65.- Falta de agua sigue complicando al SIC: costo de operación superaría los US$ 280 por MWh (Fuente: Diario
Financiero, 15.04.14): Habitualmente, por efectos estacionales, el costo marginal en el SIC alcanza su punto más alto en
el mes de junio y 2014 no sería la excepción, aunque con niveles que a nadie podría dejar indiferente. Las más recientes
proyecciones del CDEC de la principal red eléctrica del país, que entre Taltal y Chiloé abastece más del 94% de la
población nacional, apuntan a que en dicho mes este ítem alcanzaría los US$ 282 por MWh, medidos en la subestación
Alto Jahuel, que es el acceso sur de la energía hacia la Región Metropolitana, que a su vez es el mayor punto de
consumo del SIC. El pronóstico del CDEC considera las condiciones de operación del sistema programadas para un
contexto de hidrología seca y tomando las horas del día que registran los más altos niveles de demanda eléctrica. El
costo marginal representa la operación de la central menos eficiente del sistema para abastecer la demanda en un
momento determinado. Si bien en estricto rigor este factor sólo debería usarse para valorar las transferencias de energía
entre generadoras, a partir de la crisis del gas argentino, a mediados de la década pasada, comenzó a incidir en las tarifas
a clientes finales, particularmente, para los grandes consumidores eléctricos, entre ellos industriales y mineros. De
hecho, las estadísticas apuntan a que del orden del 30% de los contratos de los denominados “clientes libres” están
asociados al costo marginal. Conocedores del tema explicaron que la falta de agua es el elemento que en mayor medida
influye en los niveles de costo marginal proyectados por el organismo que coordina la operación del sistema. La escasez,
añadieron, no sólo está determinada por la escasez puntual de precipitaciones, sino que por el efecto que cuatro años
consecutivos de sequía han provocado en las reservas de agua para uso hidroeléctrico contenidas en los embalses para
generación eléctrica, como de uso mixto (que también se usan para riego). “La energía embalsada se aproximó, a finales
de marzo, a los 1.332 GWh, lo que implica una disminución importante de 34% respecto de fines del mes anterior y
resulta mayor en un 18% al valor registrado a fines del mismo mes del año anterior”, consigna el más reciente informe
de Electroconsultores. En el documento, la oficina encabezada por Francisco Aguirre como director ejecutivo, se precisa
que en marzo se aprecia la caída estacional de los niveles de los embalses, debido al fin de la temporada de deshielos,
aunque hacen notar “el caso particular del lago Laja, el cual actualmente mantiene almacenada energía equivalente a
sólo un 2,2% de su máximo histórico”. La falta de agua no es el único factor que presiona los costos marginales.
Expertos del sector dicen que si, como se ha anticipado, este año se produce el fenómeno de El Niño, que traería lluvias
superiores a las normales, otros factores podrían atentar contra la reducción del costo marginal. Se trata de la
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disponibilidad de unidades que al igual que las hidroeléctricas operan en base y desplazan al diésel, como es el caso de
las centrales a carbón y después las de gas natural. Por ejemplo, la consultora Systep cifra en US$ 20 a US$ 30 por
MWh el impacto en el costo marginal de la falta de la segunda unidad del complejo Bocamina, que en los cálculos del
CDEC figura operando a partir de abril, algo que no ha sucedido, pues la central permanece detenida por una orden
judicial. El año hidrológico comienza en mayo y en caso de ser 2014 un ejercicio con preciptaciones normales o bien
húmedas, éstas no serían suficientes para normalizar las reservas de los embalses, dicen conocedores del tema. Los
embalses de Laja y Maule representan del orden del 60% de la reserva hídrica del SIC. La proyección de costo marginal
del CDEC para junio es mayor a la efectuada en las estimaciones de los meses anteriores, revelando una tendencia al
alza que está dominada por la escasez hídrica. Sin embargo, este rango es menor comparado con el nivel record de junio
de 2008, cuando el costo marginal del SIC promedió efectivamente US$ 325 por MWh. Los US$ 282 por MWh
esperados para junio próximo por el CDEC también son menores si se comparan con la proyección realizada en marzo
de 2013, cuando la estimación para junio de ese mismo año fue de US$ 360 por MWh como promedio, el que
finalmente no se alcanzó, aunque en varias jornadas los marginales estuvieron por encima de los US$ 300 por MWh.
Los datos del CDEC-SIC hasta el día 9 de abril dan cuenta de que el costo marginal , medido en la subestación Alto
Jahuel (220) presenta un promedio de US$ 123,5 por MWh.
F.- Artículos Relacionados:
1.66.- Ministro Pacheco se reunirá con gremio de generadoras eléctricas (Fuente: Diario Financiero, 01.04.14): La
mañana del martes, en las dependencias del ministerio, el titular de Energía, Máximo Pacheco sostendrá su primer
encuentro oficial con las empresas de generación eléctrica agrupadas en la Asociación Gremial del sector. Esta
organización agrupa a los cuatro mayores actores de esta industria: Endesa Chile, AES Gener y Colbún, que tienen la
mayor presencia en el SIC y también a GDF Suez, que por el momento sólo opera en el SING. A ellas se suman Pacific
Hydro y SN Power, que asociadas explotan activos de generación hidroeléctricos en el SIC, específicamente en la
Región de O’Higgins. La cita con las empresas de generación, a la que asistirán los principales ejecutivos de cada una de
las empresas socias y que fue reprogramada en un par de ocasiones por problemas de agenda del secretario de Estado, es
parte de la intensa agenda que el titular de la cartera está desarrollando para escuchar las inquietudes y recoger los
aportes de todos los sectores del mundo energético, con miras a construir la agenda energética que el gobierno espera
revelar durante mayo. En el plano individual en las últimas dos semanas, Pacheco ya tuvo la oportunidad de recibir en su
oficina a los principales ejecutivos del grupo Enersis, matriz de Endesa Chile, y de GDF Suez, mientras que lo propio
haría esta semana con AES Gener y Colbún, pues ambas empresas ya tendrían coordinadas sus visitas al ministerio. En
lo que respecta a los encuentros con otras ramas del sector energético, trascendió que en las próximas dos semanas
recibirá a la Asociación Chilena de Gas Licuado, donde participan las tres firmas del rubro (Abastible, Lipigas y Gasco
GLP), mientras que la semana del 21 de abril sería el turno de las distribuidoras de gas natural agrupadas en AGN Chile.
En tanto ayer, el ministro de Energía se reunió con el senador Eduardo Frei, quien a la salida destacó que esa no es la
primera vez en que ambos se encontraban y manifestó que el tema de la energía debe ser visto con un enfoque de medio
y largo plazo y comprometió su esfuerzo para trabajar sobre la propuesta energética en desarrollo.
1.67.- Dólar, energía e… imagen, los principales riesgos que ven las empresas (Fuente: Pulso, 08.04,14): En lo que
respecta al tema eléctrico, al analizar sus resultados de 2013, Empresas CMPC, ligada al grupo Matte, es categórica y
hace hincapié en que “las debilidades del sistema eléctrico chileno continúan generando mayores costos para la
empresa”. Añade: “El alto nivel relativo de los precios de energía eléctrica en Chile sigue siendo motivo de
preocupación, situación que de mantenerse puede afectar el nivel de competitividad de algunos negocios de la compañía
en que la energía eléctrica tiene una incidencia relevante en sus costos, como lo es la fabricación de papel”. Cristalerías
también pone como un riesgo el factor energético, ya que a su juicio es una desventaja competitiva para las compañías
nacionales. “En el segmento vidrios, los costos de fabricación de envases tienen una fuerte dependencia de la energía
tanto eléctrica como de origen fósil, la cual se usa en el proceso de fundición y formación de envases. Se utiliza gas
natural, petróleo y gas licuado. Los costos de la energía en Chile, son significativamente mayores a los existentes en
otros países de la región, colocando a la industria en desventaja competitiva”, relata al analizar sus resultados del año
pasado. La embotelladora CCU -ligada al grupo Luksic y la holandesa Heineken- también tiene entre sus
preocupaciones la energía. “Entre los suministros críticos está la energía eléctrica y Chile enfrenta un período de
estrechez de generación producto de un rezago en las inversiones y bajo situaciones hidrológicas adversas se podrían
generar cortes programados en el suministro, frente a esta eventual situación, la compañía cuenta con equipos de
respaldos con capacidad limitada, que permitirían mantener operativo ciertos procesos críticos”, dice la empresa.
1.68.- Seremi de Energía se reunió con alcalde de Puchuncaví (Fuente: Ministerio de Energía, 09.04.14): En
dependencias de la Municipalidad de Puchuncaví, el seremi de Energía, Jorge Olivares se reunió con el alcalde de la
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ciudad, Hugo Rojas; el secretario municipal, Juan Carlos González y el administrador municipal, J. Enrique Cisternas.
El objetivo del encuentro se centró en informar al alcalde de Puchuncaví sobre el trabajo que se está desarrollando para
generar una Agenda de Energía, enfatizando la importancia que tendrá para la Unidad de Participación y Dialogo, “por
lo que una de las tareas que nos están siendo encomendadas es acercar el debate energético a las comunidades y a las
autoridades locales”, señaló el Seremi. Por su parte, el alcalde Hugo Rojas dio a conocer detalles de la realidad local de
Puchuncaví y Ventanas, indicando que “como municipalidad nos preocupa el desarrollo de las comunas de la zona y
queremos que las empresas con las que convivimos se hagan cargo de sus pasivos ambientales, hemos cambiado la
cultura frente a la contaminación, la visión que manejamos parte de un tema de mitigación y compensación”. Frente a
esto, el seremi Jorge Olivares manifestó su interés por trabajar con todos los actores vinculados a la zona, incluidos los
organismos medioambientales, las organizaciones funcionales y territoriales, manifestando que “la Seremía de Energía
es fundamental construir una planificación participativa con todos los actores”. Entre otros temas, el seremi de Energía
informó al alcalde sobre el Programa del Ministerio de Energía y el FOSIS “Iluminemos con Eficiencia”, que entrega un
pack de ampolletas eficientes a familias vulnerables en el marco de la norma que restringirá de manera progresiva la
venta de ampolletas incandescentes.
1.69.- Acera se reúne con el Secretario Ejecutivo de la CNE (Fuente: revista Electricidad, 10.04.14): La Asociación
Chilena de Energías Renovables, Acera, asistió a las oficinas de la Comisión Nacional de Energía (CNE) con el fin de
sostener una primera reunión de trabajo con el organismo regulador. En esta reunión, Acera presentó a la autoridad la
agenda de temas que el sector de las ERNC considera necesario abordar, con el fin de que se desarrolle un mercado
eléctrico que responda a las necesidades de energía segura, a costo competitivo y sustentable para Chile. La reunión
estuvo encabezada por el Secretario Ejecutivo de la CNE, Andrés Romero, quien participó en compañía de Martín
Osorio, Jefe del Departamento de Regulación Económica y Carolina Zelaya, Jefa del Departamento Jurídico, mientras
que por parte de Acera participaron José Ignacio Escobar, Vicepresidente del gremio de las ERNC y Carlos Finat, su
Director Ejecutivo. Andrés Romero señaló tener una política de puertas abiertas con los diferentes actores y una muy
buena disposición para trabajar de forma colaborativa en los puntos de interés para el sector, de manera de generar
políticas públicas acordes con las necesidades del país y que incluyan a las diferentes fuentes de energía disponibles. Por
su parte, ACERA destacó el estar muy comprometidos y dispuestos a trabajar en conjunto con las nuevas autoridades
para una mayor diversificación de la matriz energética para que ésta sea más sustentable y económica para el país. Uno
de los temas que se conversó con mayor profundidad fue los cambios necesarios al régimen de las licitaciones de
suministro para las empresas de distribución. El interés de Acera era plantear a la CNE la necesidad de efectuar la
adecuación de la normativa vigente para que los generadores ERNC puedan participar en ellas en condiciones de riesgo
similar al de las generadoras convencionales. El Secretario Ejecutivo señaló que se están buscando todos los
mecanismos que permitan incorporar diversidad de actores y tecnologías en el proceso de licitación de suministro para
los clientes regulados. “Las ERNC somos parte del desafío amplio del sector eléctrico de responder a las necesidades de
Chile. Nosotros podemos aportar de forma importante con MW y en corto plazo, a través de las diferentes tecnologías y
con la tranquilidad de que las empresas y proyectos van a estar, si es que se eliminan las barreras que nos afectan.
Estamos convencidos de que somos capaces de superar cualquier expectativa y que ajustando algunas clavijas incluso
podríamos superar la meta del 20/25”, señaló José Ignacio Escobar.
1.70.- Ministro de Energía se reunió con diversos actores en visita a Coronel (Fuente: Revista Electricidad,
15.04.14): En el marco de la visita a la Región de Biobío que realizó el 10 y 11 de abril el ministro de Energía, Máximo
Pacheco, llegó hasta la ciudad de Coronel con el objetivo de escuchar a los actores afectados por la central Bocamina II,
de Endesa. El jefe de cartera explicó su política de diálogo “me interesa escuchar de primera mano, de las comunidades,
de los líderes sociales, de los dirigentes, de los pescadores, de los algueros de Coronel, exactamente el problema. En
Coronel se han cometido errores, nosotros tenemos que preocuparnos de que esos errores no se sigan cometiendo en
Chile”. Pacheco participó en un masivo encuentro con representantes de las comunidades y autoridades locales,
reuniendo a más de 200 personas, en la casa de la cultura de la comuna, actividad que contó con la presencia de los
diputados Marcelo Chávez y Clemira Pacheco; los senadores Alejandro Navarro y Jacqueline van Rysselberghe; el
alcalde de Coronel, Leonidas Romero, el Intendente de la región, Rodrigo Díaz; y la seremi de Energía de la zona,
Carola Venegas. En el encuentro el ministro expresó la importancia de que los proyectos siempre sean desarrollados de
la mano de las comunidades a través del diálogo y la participación. “Uno de los pilares centrales que nosotros tenemos
en nuestra Agenda de Energía es que estos proyectos, que tienen alto impacto en la vida de las comunidades, tienen que
ser hechos en conjunto con las comunidades”, sostuvo. Una vez terminado el encuentro, el ministro Pacheco se dirigió
hasta la central Bocamina II para recorrer sus instalaciones y conversar con directivos y ejecutivos de la empresa. La
seremi de energía de la zona explicó que en la visita “se conocieron las impresiones y recomendaciones de los distintos
actores sociales con respecto a la situación de los proyectos de energía en la comuna, además en la visita a la empresa,
fue posible observar las instalaciones y la forma en que la empresa espera abordar las observaciones. Sin embargo, el
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asunto está en manos de la justicia y es ella quien tiene que entregar un veredicto”. En cuanto a la participación de la
región en la agenda que prepara el ministerio, Venegas se mostró contenta, ya que “con esta visita el ministro constató la
importancia estratégica de la Macrozona Maule, Bío Bío y Araucanía, que en total aporta el 50% del SIC, y en
específico de la Región. La cual tiene una de las matrices más diversificadas, por lo que nos ha pedido que desde la
región hagamos llegar nuestras propuestas para que sean incorporadas en la agenda de energía que entregará en mayo a
la Presidenta Bachelet”.
2.- TRANSMISIÓN
2.71.- Seminario abordará desafíos sectoriales en materia de transmisión eléctrica (Fuente: Revista Electricidad,
08.04.14): El Magíster en Derecho de la Energía de la Facultad de Derecho de la Universidad Mayor y el Centro de
Energía, Medio Ambiente y Ordenamiento Territorial (Roam) se encuentran organizando el seminario “Acceso abierto y
transmisión, desafíos para el sistema eléctrico chileno”, instancia en la que se abordará la situación actual de este
segmento, considerando el nivel de desarrollo de las redes, los proyectos en desarrollo y la complejidad de conectar los
proyectos eléctricos al sistema, entre otras temáticas. Esta actividad se realizará el próximo martes 15 desde las 08:30
horas en el salón audiovisual de la Sofofa, ubicado en av. Andrés Bello 2777, piso 2, Las Condes. El seminario será
moderado por Jorge Quintanilla, director del Área Eléctrica de Ferrada Nehme y profesor del Magíster de Derecho de la
Energía de la Universidad Mayor, contando con la participación de Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación
Chilena de Energías Renovables (Acera); Daniela Gorab, subgerente legal de Regulación de Transelec; Javier Tapia,
director de Asuntos Legales de la Asociación de Generadoras de Chile, y Hernán Moya, jefe de la División Jurídica del
Ministerio de Energía.
2.72.- CNE destaca que interconexión permitirá aumentar la competencia (Fuente: Revista Electricidad, 10.04.14):
Es así como la autoridad explicó que una interconexión troncal posibilita la unión de los mercados, conformándolos en
uno solo, permitiendo un efectiva competencia en el mercado de la generación, aspecto crítico frente a las próximas
licitaciones eléctricas. En este contexto, Romero indicó que el regulador debe velar para que existan las condiciones
necesarias para que se pueda disponer de un servicio suficiente, seguro, de calidad y económico para los clientes. Junto a
lo anterior indicó que actualmente se encuentran en curso los estudios de ampliación del sistema de transmisión, y existe
el mandato legal de analizar las alternativas de interconexión disponibles, ante lo cual se evaluará tanto la propuesta de
la CNE como el proyecto de interconexión que impulsa el sector privado. Además recordó que el Gobierno es quien
tiene el rol de definir la política energética, considerando que en esa área no debería producirse una intromisión de
instancias como el Panel de Expertos en lo referido a dictámenes que pudieran limitar el desarrollo de un sistema de
transmisión robusto y con las holguras necesarias. De igual forma coincidió con el ministro Máximo Pacheco en que en
la industria minera existen los espacios para reducir sus consumos eléctricos, resaltando que el Gobierno debe velar por
el bien común.
2.73.- Indagan accidente de aves con línea eléctrica como posible causa del incendio de Valparaíso (Fuente: El
Mercurio, 15.04.14): El hallazgo de dos jotes muertos en una torre de alta tensión en el lugar establecido como la “zona
cero”, al interior del fundo “Los Perales”, constituye la pista con la que un equipo multidisciplinario de Carabineros
inició una primera línea de investigación para aclarar la causa del megaincendio de Valparaíso, que hasta anoche dejaba
15 muertos, 2.500 casas destruidas y más de 10 mil damnificados. Ella se sustenta en la hipótesis de que esas aves
habrían ocasionado un accidente eléctrico, el que habría arrojado chispas o elementos incandescentes sobre desechos de
tala de eucaliptos. Eso, sumado al fuerte viento y al calor del sábado, facilitó el siniestro. “Es una situación que se había
visto con anterioridad”, dijo el capitán Claudio Pavez, jefe del Labocar porteño. “En incendios forestales, como
casuística es menor, pero el OS-5 tiene antecedentes”, agregó, sin descartar que en otros focos pudiera haber
intervención humana. El empadronamiento de testigos y pericias practicadas por el OS-5 y el Labocar permitieron
establecer el foco inicial en el fundo “Los Perales”, en la ladera de un cerro con plantaciones de eucaliptos al que se
accede por una huella de tierra de dos kilómetros desde el Camino La Pólvora. Elías Salazar, empleado de la Conaf, fue
quien alertó primero sobre la columna de humo que -pasadas las 16:00 horas- salía del bosque junto a la línea de media
tensión, de propiedad de Chilquinta. El funcionario estaba en una torre de observación a mil metros en línea recta. Dio la
alerta por radio. “Vi el humo en forma de hongo. En principio no parecía ser para tanto, pero de un segundo a otro
explotó como una bomba”, relató. El tendido eléctrico -de 12 mil voltios- lleva tres líneas paralelas de cables y
suministra electricidad al propio fundo “Los Perales”. Una de las aves muertas estaba en el suelo cerca de la base del
poste y la otra se hallaba aún entre los cables. Ambas serán sometidas a pericias químicas por el Labocar. Ayer,
Chilquinta indicó que la línea no reportó ninguna interrupción antes del incendio. Por instrucción de la fiscalía,
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Carabineros interrogó ayer a los dueños del fundo, Pablo Rivera Duclos y su hermano Juan. El director regional de la
Onemi, Guillermo de la Maza, discrepó de la hipótesis de Carabineros y aseveró que “aquí hay acción humana y a eso
nos abocamos”. El profesor del Departamento de Electrónica de la U. Santa María Jorge Pontt la consideró
“técnicamente posible, pero fácticamente improbable. Para que esa situación ocurriera, cada ave debió haberse posado
en uno de los cables, extender sus alas hasta acercar una a la de la otra hasta tocarse, para generar un arco voltaico que
las electrocutara”, comentó. El director nacional de la Conaf, Aarón Cavieres, también expresó dudas sobre la hipótesis
policial. “La secuencia es plausible. Pero el jote no es hábil en posarse, y si el cable se mueve mucho, pronto estaría
volando. La posibilidad de que llegue a darse ese accidente es baja, pero no queremos elucubrar”, dijo. Cronología y
descargos del director ejecutivo: 16:12 Incendio es detectado por la Eco Torre de Conaf, ubicada a 1.590 metros del foco
del siniestro; 16:15 Bomberos es avisado por Conaf; 16:26 El primer Dromader hace lanzamiento de agua. El segundo
Dromader hace un lanzamiento a las 16:28; 16:33 Dos brigadas de Conaf llegan al lugar. Otras dos brigadas llegan a las
17:28 horas y a las 17:35 horas; 17:22 Se informa de 0,2 hectáreas afectadas; 19:38 Suben a 15 las hectáreas quemadas.
¿Por qué no se pudo controlar el fuego antes de que se expandiera?: “Esas versiones de que el incendio estaba desbocado
y corriendo cuando llegamos no tienen asidero, porque fuimos nosotros los que avizoramos el fuego”. “Llevamos tres
años de sequía. En muchas áreas había árboles silvestres muertos, que son altamente combustibles. La situación de
inflamabilidad en esos cerros es muy elevada. Incluso, se han visto árboles que revientan en llamas, literalmente. Se
genera gran propagación del fuego, agarra más material combustible y las temperaturas suben, en un círculo vicioso que
es difícil de parar”. “Había viento fuerte esa tarde, que causó dificultades para la operación de los aviones. Había mucho
humo y se hacía difícil la operatividad. En la noche no vuelan, y los riesgos de accidentarse son elevados. En la noche
no se puede intervenir, porque nuestros brigadistas pueden quedar encajonados. Ya de día es difícil” (Aarón Cavieres,
director ejecutivo de Conaf). Desde la noche del sábado, el jefe de la Defensa Nacional en Estado de Excepción,
contraalmirante Julio Leiva Molina, se hizo cargo del área afectada para garantizar la seguridad de los habitantes y
abordar la emergencia. “La tarea es proteger la vida y contener este enorme siniestro”, dijo Leiva, designado por la
Presidenta Michelle Bachelet. La coordinación de la protección civil se realiza en el Comité Operativo de Emergencia
Regional (COE), que preside el contraalmirante Leiva. Allí se integran la intendencia, Conaf, Bomberos y las Fuerzas
Armadas que apoyan en vigilancia, traslado de ayuda y limpieza de escombros. El Comité efectúa cada día una
planificación al comienzo del día y se determinan las áreas de trabajo de los organismos. Ya se han sumado unos tres mil
efectivos de las Fuerzas Armadas a trabajos de despeje en cerros siniestrados.
3.- DISTRIBUCIÓN
3.74.- Distribuidoras del norte de Chile consignan fallas tras terremoto (Fuente: Revista Electricidad, 02.04.14): La
empresa distribuidora de Arica, EMELARI, informa que producto del terremoto que se produjo a las 20:46 del 1 de
abril, y el subsiguiente corte de suministro eléctrico que afectó a la región de Arica y Parinacota, “se encuentra
trabajando en la reposición del suministro lo más pronto posible de acuerdo a las condiciones existentes en la zona”.
“Hasta el momento podemos informar de la reposición del servicio para más de 25.000 clientes de la ciudad de Arica”.
La reposición irá ocurriendo paulatinamente mediante avancen las horas y así lo permitan las condiciones de la
emergencia. “Tenemos constituido centros de emergencias en Arica, los cuales están en constante contacto con nuestra
área técnica para reponer de forma responsable y a la brevedad posible el suministro eléctrico”, comentó Emelari en u n
comunicado. Por su parte, la distribuidora iquiqueña ELIQSA informa que producto del terremoto que se produjo a las
20:46 del 1 de abril, y el subsiguiente corte de suministro eléctrico que afectó a la región de Iquique, “se encuentra
trabajando en la reposición del suministro lo más pronto posible de acuerdo a las condiciones existentes en la zona”.
“Tenemos constituido centros de emergencias en Iquique, los cuales están en constante contacto con nuestra área técnica
para reponer de forma responsable y a la brevedad posible el suministro eléctrico”, agregó la empresa en un
comunicado.
3.75.- Arica ya cuenta con el 55% de suministro eléctrico repuesto e Iquique el 34% (Fuente: Diario Financiero,
02.04.14): El suministro eléctrico en el Norte Grande comienza a normalizarse tras el terremoto de anoche. Según
informó CDE-SING, Arica ya cuenta con el 55% del servicio repuesto e Iquique el 34%. En el caso de Antofagasta,
Tocopilla, Calama y las localidades aledañas, cuentan en este momento con abastecimiento normal. "En materia de
generación y transmisión las principales instalaciones de la zona norte del país se encuentran disponibles y no existen
restricciones para el normal funcionamiento del sistema y abastecimiento de la demanda", expusieron. Del mismo modo,
CDE-SING explicó que la normalización total de las redes de distribución de estas ciudades está siendo atendida por las
empresas distribuidoras de la zona (Emelari y Eliqsa), y se espera que luego de las tareas de inspección y normalización
el suministro se regularice gradualmente durante las próximas horas. Por otra parte, el consumo de los clientes mineros
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abastecidos por el Sistema Interconectado del Norte Grande, se encuentra cercano al 90% de su valor normal. Respecto a
las causas de la suspensión del suministro el organismo encargado de coordinar la operación de las instalaciones
eléctricas que operan interconectadas entre sí, reveló que tres unidades generadoras se desconectaron del sistema
quedando fuera de servicio, lo que implicó la desconexión de instalaciones de transmisión y consumos, originando una
restricción cercana al 30% del consumo total del SING.
3.76.- Empresas del grupo CGE reponen servicio eléctrico a cerca de 57 mil clientes en Arica e Iquique tras
terremoto (Fuente: Diario Financiero, 02.04.14): Las empresas de servicios eléctricos ligadas al grupo CGE, Emelari y
Eleqsa, informaron esta mañana que han repuesto se encuentran trabajando en la reposición del suministro lo más pronto
posible de acuerdo a las condiciones existentes en la zona. Según ambas compañías, el servicio se repuso a más de 57
mil clientes emplazados en las ciudades de Arica e Iquique (28 mil clientes en Arica y 29 mil clientes en Iquique). "La
reposición irá ocurriendo paulatinamente mediante avancen las horas y así lo permitan las condiciones de la
emergencia", agregó. "Luego del levantamiento de la alerta de maremoto decretada por la autoridad a las 06:35 am,
nuestras brigadas de emergencia pueden iniciar la inspección de las líneas eléctricas en las zonas más afectadas por el
sismo. Este paso es relevante para acelerar el proceso de reposición del servicio eléctrico", precisó. Junto a ello, tanto
Emelari como Eliqsa informaron que los procesos comerciales (corte de servicio, lecturas y repartos) están suspendidas
y nuestras oficinas se mantendrán cerradas para la atención al público durante la jornada, ya que nuestro personal estará
enfocado en la recuperación de la emergencia.
3.77.- Ministro de Energía: "Réplica de anoche nos hizo retroceder" en la reposición de servicios (Fuente: La
Segunda, 03.04.14): El ministro de Energía, Máximo Pacheco, dijo que la réplica de 7.6º Richter que afectó al extremo
norte hizo retroceder los avances que habían alcanzado para reponer el suministro eléctrico. "Habíamos avanzado bien
hasta antes de la medianoche. La réplica nos hizo retroceder", dijo a ADN Radio. El secretario de Estado dijo que en
general los temblores no han generado grandes daños y solo una planta no está operativa. Sin embargo, que los
iquiqueños estén sin luz se debe a los problemas de distribución a nivel de calle. "En general el problema es la
distribución de la electricidad y estamos trabajando con las empresas del sector para resolverlo", aseguró la autoridad.
3.78.- SEC supervisará recuperación de energía eléctrica en Iquique (Fuente: Terra, 03.04.14): El superintendente
de Electricidad y Combustibles, SEC, Luis Ávila, viaja hasta la ciudad de Iquique, en la Primera Región, a fin de
coordinar en terreno, las acciones de recuperación del suministro eléctrico perdido a raíz del terremoto que afectó a la
zona norte del país la noche del martes 1 de abril, y las posteriores réplicas que se han registrado. El titular de la SEC
tiene como misión reunirse con las empresas eléctricas de la región, a fin de supervisar como se están llevando adelante
las labores de recuperación del suministro eléctrico. “Vamos a realizar todas las coordinaciones necesarias para que el
servicio eléctrico se reponga lo antes posible, pues entendemos la urgencia que tiene la ciudadanía, y al mismo tiempo,
vamos a velar por que estos procedimientos se realicen apegándose, estrictamente, a lo que indica la normativa vigente,
con el objetivo de eliminar condiciones de riesgo para los vecinos de las regiones afectadas”, indicó Ávila. El máximo
representante del organismo fiscalizador agregó que la Institución que representa, ha estado, desde el comienzo de la
emergencia, trabajando coordinadamente con el ministro de Energía, Máximo Pacheco, quien ha encabezado, en terreno,
la supervisión de la recuperación del suministro eléctrico perdido, a raíz de los movimientos telúricos que han afectado a
la zona norte del país. El trabajo desarrollado por la SEC, durante estos últimos dos días, ha consistido en monitorear
todas las labores realizadas por las empresas eléctricas y de combustibles, tendientes a restituir la normalidad de los
servicio. De la misma forma, se ha impulsado la entrega constante de información, por parte de las empresas, sobre el
estado de sus instalaciones, los avances de sus planes de recuperación y las labores de terreno, todas acciones tendientes
a enfrentar esta emergencia de manera adecuada.
3.79.- Tormenta eléctrica y corte de luz se produjeron esta madrugada en Puerto Mont (Fuente: Emol, 04.04.14):
Una intensa tormenta eléctrica desencadenada esta madrugada en Puerto Montt generó rayos que eran visibles desde
gran parte de la ciudad. El fenómeno se extendió durante varias horas y llamó la atención de los habitantes de la capital
de la Región de Los Lagos. Mientras se desarrollaba la manifestación climática se produjo un corte de energía eléctrica
que afectó a esa comuna junto a Castro y Quellón, según radio Bío-Bío. De acuerdo a los primeros reportes desde la
zona, la suspensión se debió a una falla ocurrida en un alternador situado en un sector de la ruta 5 Sur.
3.80.- Tormenta eléctrica dejó a 700 casas sin energía en Osorno, Puerto Octay y Puyehue (Fuente: SoyOsorno,
08.04.14): Sin duda la tormenta eléctrica que afectó la zona sur del país durante el fin de semana no fue pasiva, ya sea
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por los estragos que causó en Puerto Montt, la isla de Chiloé y Río Bueno (región de Los Ríos), donde 55 vacas
murieron tras la caída de un rayo en el fundo Nolguehue. Y la provincia de Osorno no fue la excepción. Alrededor de
700 casas quedaron sin electricidad ayer luego que el fenómeno dañara el tendido y los alimentadores de energía. Esta
información fue confirmada por el gerente zonal de la compañía Saesa en Osorno, Ricardo Zamora, quien especificó que
tres comunas fueron las principales perjudicadas: Osorno, Puerto Octay y Puyehue. A raíz de la serie de emergencias
que se generaron en diversas localidades de la provincia, 15 brigadas regulares, cinco brigadas de trabajo mayor y cuatro
de observación revisan en terreno los daños en la red eléctrica y buscan solucionarlos. Según explicaron desde la
empresa, las obras comenzaron una vez que la tormenta se calmó, por lo que las brigadas se reunieron desde la noche de
ayer y continúan laborando hasta hoy.
3.81.- Villarrica sufre corte de luz por deuda municipal de $150 millones. Municipio le debe a la empresa CGE,
que interrumpió el suministro (Fuente: El Mercurio, 09.04.14): A oscuras quedaron las calles de Villarrica, en La
Araucanía, durante la noche del lunes. Salvo avenidas y algunas plazas, el alumbrado público no encendió. "Mis
sobrinos van al jardín temprano en la mañana y, como todavía está oscuro, tuvieron que salir con linterna", relató
Claudio Muñoz, que vive en la zona. La razón del corte de luz es una deuda de casi $150 millones que el municipio
mantiene con la compañía eléctrica CGE Distribución. Por eso la empresa suspendió el suministro en 32 puntos de la
comuna. A través de un comunicado, CGE expresó que lamenta "verse obligada a tomar esta medida, pero después de
realizar importantes esfuerzos, no ha sido posible alcanzar un acuerdo con el municipio que permita resolver una
situación que se arrastra por más de un año". Pablo Astete, alcalde de Villarrica, dijo que recibió una deuda con CGE de
$200 millones cuando asumió en 2008, que ha logrado reducir a $150 millones. Esta situación llevó al municipio a
interponer un recurso de protección en noviembre de 2013, tras un primer corte del suministro. Una orden de no innovar
impidió que se registraran más interrupciones en el verano, mientras se alegó la causa. Pero la Corte Suprema falló en
contra de la municipalidad. Al cierre de esta edición, el servicio había sido repuesto, aunque la empresa y el municipio
seguían en conversaciones.
3.82.- Villarrica quedó a oscuras por culpa de una deuda del municipio (Fuente: SoyChile, 09.04.14): Un apagón
del alumbrado público afectó casi a la totalidad de Villarrica anoche, en lo que sería una medida tomada por la
Compañía General de Electricidad (CGE) debido a que el municipio de esa comuna lacustre mantiene una deuda por el
servicio. El corte de luz se mantuvo desde las 20:15 de ayer lunes hasta esta mañana en Villarrica, afectando casi al 80%
del área urbana. La medida incluso afectó a las avenidas principales como Pedro de Valdivia, Saturnino Epulef y
Aviador Acevedo. También se mantuvo el apagón en el sector de la costanera y las poblaciones Vista Hermosa, Diego
Portales, Villa Los Volcanes, Población Ancahual y Barrio Lafquén, entre otros. Debido a la oscuridad que envolvió a la
ciudad lacustre, extraoficialmente se informó que tanto Carabineros como la PDI desarrollaron patrullajes preventivos
con la finalidad de evitar delitos dada las condiciones ideales para que los antisociales actuaran amparados en la
ausencia de alumbrado público. El alcalde Villarrica, Pablo Astete, señaló a Radio Digital FM que “me parece una
situación extrema y desproporcionada, porque hemos tenidos la voluntad de pagar nuestras cuentas”. La máxima
autoridad de la comuna agregó que “lo de anoche fue sorprendente y es gravísimo porque nos cortaron el alumbrado
público en 32 puntos. Algo nunca antes visto, lo que provocó una tremenda alarma en nuestros equipos”. “Nuestro
municipio tiene una deuda de arrastre desde hace 8 años. Esta administración yo la recibí con una deuda de casi $ 200
millones por morosidades a la CGE, de los cuales hemos pagado $ 70 millones. En lo personal no recibí ningún aviso de
nadie responsable de la compañía. Ellos señalan que sí realizaron una notificación pero no sé a través de quien, situación
que estamos investigando”. En tanto de la empresa eléctrica CGE Distribución señalaron que “luego de agotar todas las
instancias de diálogo y negociación con el municipio de Villarrica, se vio en la obligación de interrumpir el suministro
eléctrico en algunos servicios municipales de la comuna, debido al no pago de consumo de energía”. La compañía
agregó que “lamentó profundamente verse obligada a tomar esta medida, pero después de realizar importantes esfuerzos,
no ha sido posible alcanzar un acuerdo con el Municipio que permita resolver una situación que se arrastra por más de
un año”.
3.83.- ¿Por qué hay tantos cortes de luz? (Fuente: El Mercurio, 11.04.14): Como representante de la Sociedad
Agrícola Dañicalqui, de Pemuco, Raúl Infante nos contó que este año la empresa que les ha suspendido al menos 10
veces. Desconoce las causas, pero tal incumplimiento ha perjudicado sus labores en el campo. He tratado de
comunicarme por e-mail con la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), pero la página web es
complicada y piden tantos datos que desistí. Queremos que la autoridad intervenga, reclama. Remitimos su queja a la
SEC y nos contestó el superintendente, Luis Ávila. Según explica la empresa que abastece a nuestro lector les informó
de 13 cortes de suministro durante los primeros dos meses de este año. Algunos duraron 40 minutos y otros fueron de
más de 8 horas. De los 13, en principio ocho corresponderían a fuerza mayor, es decir, aspectos que escapan a su
responsabilidad, como daños a las líneas en propiedades particulares, objetos lanzados a las redes y accidentes
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vehiculares, asunto que deberá ser ratificado por la institución, asegura. Recalca que las empresas están obligadas a
entregar un servicio eléctrico continuo y seguro. Además, existe un máximo permitido de horas sin suministro en un
período determinado. Por lo tanto, si la distribuidora ha excedido estos indicadores, ello se verá reflejado en el ranking
de empresas eléctricas, el que, además, puede dar origen a procesos administrativos y multas en contra de las entidades
que excedan dichas cifras. Ávila sostiene que, en cuanto a las dificultades de acceso que presentaría su página web,
cuando un usuario hace un reclamo a través de ese medio, se le solicita información que permita identificarlo
claramente. Ello, con el fin de coordinar inspecciones en terreno o comunicarse con él en caso de ser necesario. Además
se debe identificar a la empresa y conocer la situación denunciada, para solicitar los antecedentes pertinentes. Concluye
que el objetivo de su plataforma es que los ciudadanos accedan, desde cualquier lugar del país, y realicen consultas,
despejen dudas o presenten reclamos cuando consideren que el servicio eléctrico o de combustibles que recibe no es el
adecuado.
3.84.- Cable urbano enfrenta a Estado y privados en millonarias demandas (Fuente: El Mercurio, 14.04.14): En una
compleja madeja de millonarias facturas sin cobrar, obras de traslado que por años esperan el visto bueno y acusaciones
mutuas entre Estado y privados se ha convertido el problema de la red de cableado urbano. El tema, del que nadie
accede a hablar con nombre y apellido, mantiene sumidos en un conflicto al Consejo de Defensa del Estado (CDE), el
Ministerio de Obras Públicas (MOP), la Subsecretaría de Telecomunicaciones y a las principales compañías de servicios
eléctricos y de telecomunicaciones, que hasta la fecha ha generado demandas cruzadas por más de US$ 300 millones.
Todo comenzó en la década de los 80 cuando se estableció por ley que “los titulares de servicios de telecomunicaciones
tendrán derecho a tender o cruzar líneas aéreas o subterráneas en calles, plazas, parques, caminos y otros bienes
nacionales de uso público, solo para los fines específicos del servicio respectivo”. Desde entonces las compañías
aprovechan el vacío legal que le impide al Estado obligarlas a catastrar, mantener o remover dichas líneas cada vez que
se deba intervenir una vía. Solo en el área urbana de Santiago existen más de 15 mil km de cables suspendidos sobre
más de 30 mil postes de tendido eléctrico, que por norma no pueden cargar más de tres cables de baja o mediana tensión,
pero en la práctica soportan unos 12. Según un catastro que levantó en 2011 el área de inspección fiscal del MOP, del
total de cables, el 40% está en desuso. Si bien el área de Concesiones del MOP y Telecomunicaciones han hecho
esfuerzos por ordenar el asunto, topan con el problema de que no existe un catastro formal. Desde entonces, el fisco ha
tenido que financiar -junto con los municipios- estudios particulares cada vez que se emprende un nuevo proyecto vial o
remodelación que implique mover postes. La situación se agudizó a partir de 2002, cuando se inició la construcción de
las cuatro mayores autopistas urbanas de Santiago. Como las empresas se negaron a financiar los cambios de servicio
aduciendo que las vías eran parte del bien de uso público fiscal, el MOP debió encargar a las concesionarias más de
4.000 proyectos para mover los postes, lo que le demandó gastos por alrededor de US$ 300 millones. Tanto el MOP
como el CDE iniciaron una ofensiva legal para recuperar los gastos, pero hasta ahora solo una pequeña fracción se ha
recuperado. Desde el CDE explicaron que ese organismo maneja 289 causas por postes por un total de casi $35 mil
millones. Hasta ahora “se ha obtenido a favor del fisco la suma de $7.115 millones”, comentan. Consultado respecto de
los acuerdos alcanzados sin juicio y por qué no se demandó la restitución total de los fondos adeudados, la entidad
afirmó que está facultada por ley “para transigir cuando los intereses fiscales así lo aconsejan. La utilización de este
mecanismo ha permitido al fisco recuperar con prontitud montos muy significativos y evitar juicios de larga duración”.
Según la fiscalía del MOP, de un total de $17 mil millones resumidos en 140 juicios, a la fecha se ha ganado en la Corte
Suprema un total de $2.183 millones, quedando pendientes pagos por otras 87 demandas. La cartera añadió que ante la
gravedad de la situación, en los últimos meses se han logrado acuerdos con Chilectra, Entel y VTR. “Se han
comprometido al pago extrajudicial de facturas pendientes por cambios de servicio por el 80% de los costos y la mitad
del IVA”, afirman. Además, en forma inédita, dicen en el MOP que “las empresas mencionadas se han comprometido, a
contar de la vigencia de estos acuerdos judiciales, a ejecutar todas las obras de cambios de servicio que correspondan a
su entero costo”.
4.- EFICIENCIA ENERGÉTICA
4.85.- Pacheco: la gestión en materia de eficiencia energética "tiene la pista pesada" (Fuente: Diario Financiero,
10.04.14): En el marco de la "Cumbre de Minería, Energía y Agua", el ministro de Energía, Máximo Pacheco, expuso
sus anhelos y preocupaciones en la industria durante los próximos años, enfatizando que el desarrollo de proyectos
energéticos y de políticas de eficiencia energética, son claves en el futuro del sector. "La gestión en materia de eficiencia
tiene la pista pesada. Como gobierno sabemos de la preocupación en esta industria por el déficit que hemos recibido en
proyectos de energía eléctrica y sus efectos en los precios", dijo la autoridad. En esa línea, criticó que durante la
administración anterior "nos hayamos comido la mitad de la despensa de proyectos en ejecución que existían en marzo
de 2010 en comparación con marzo de 2014". El ministro agregó que si Chile tiene el potencial para aumentar su
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producción de cobre en un 65% al año 2025, "naturalmente vamos a requerir de la infraestructura energética necesaria
para sostener este avance". Con todo, el ministro sostuvo que las empresas deben adquirir compromisos con la eficiencia
energética a nivel organizacional. "La minería debe incorporar seriamente y con mirada de largo plazo el ahorro
energético en sus actividades, con practicas concretas, con rediseño organizacional, pensando en los ajustes que se
puedan hacer en la cadena de procesos y sumando nueva tecnología", dijo el ministro de Energía. En ese sentido,
destacó que puesto que existen expectativas claras "y que las estamos conversando con los empresarios de la minería
con los representantes de distintos actores que participan en el sector de la minería van a haber metas y van a haber
compromisos porque la minería consume un tercio de toda la electricidad que el país demanda, de manera que es muy
importante la contribución que haga la minería al respecto". "La agenda va a tener un conjunto de tareas que van a ser
enfrentada por los distintos actores con la generosidad que corresponde", concluyó el secretario de Estado, recordando
que en mayo el Gobierno espera anunciar la agenda en materia energética.
4.86.- Gobierno critica a mineras por rezago en eficiencia energética (Fuente: El Mercurio, 11.04.14): El ministro de
Energía, Máximo Pacheco, instó a las empresas mineras a hacer un uso más eficiente de la energía que consumen. “La
minería debe incorporar seriamente y con mirada de largo plazo el ahorro energético en sus actividades con prácticas
concretas, con rediseño organizacional y sumando nueva tecnología”, manifestó el secretario de Estado en el marco de la
cumbre de Minería, Energía y Agua, en la que se denomina la semana Cesco. Pacheco explicó que las familias chilenas
están cambiando sus hábitos de consumo de energía y que, en su opinión, las mineras, que representan el 34% de la
demanda eléctrica del país, aún no modifican sustancialmente su conducta en el uso de energía. Y agregó: “Si entre el
2001 y 2011 el consumo energético de la industria minera aumentó en 59%, la producción de cobre fino subió 11%.
Entonces la pregunta es: ¿por qué? Yo creo que parte de la respuesta puede estar en variables como el precio de la
energía. Tengo la sospecha de que esto también está relacionado con el consumo de energía; si no, esta diferencia en el
alza del consumo de energía, versus el avance de producción, no se entiende”. El ministro añadió que una planta de
producción minera en Chile necesita del orden de 25 KW hora por tonelada de material procesado. Dijo que de acuerdo
con estudios de académicos de la Universidad Católica, el consumo medio en otros países mineros, con plantas de
dimensiones parecidas, es por lo menos un 10% más bajo. “En el SING, donde 10 mineras consumen cerca del 85% de
la oferta en generación, una baja de entre 5 y 10% en esa demanda equivale a construir una central de 250 MW”,
comentó. En cuanto a las expectativas de ahorro, Pacheco aseguró que es un tema que están conversando con las
mineras, aunque adelantó que habrá metas y compromisos. En relación con las declaraciones del ministro, el presidente
ejecutivo de Collahuasi, Jorge Gómez, afirmó que en el sector han hecho un enorme esfuerzo en la eficiencia energética
y en los consumos de agua. Sin embargo, aclaró que “tenemos cosas por mejorar, naturalmente que sí”. Mientras que el
presidente del Consejo Minero, Joaquín Villarino, manifestó: “La minería no necesita que el Gobierno, y esto no lo digo
por soberbia, le imponga una política de eficiencia energética, porque, como se dice, la necesidad crea el órgano. El 20%
prácticamente de nuestros costos de producción son energía. Si nosotros no nos preocupamos de la eficiencia energética,
quién lo hará”.
4.87.- Ministro Pacheco: Mineras deben integrar el ahorro energético con mirada de largo plazo (Fuente: Revista
Minería Chilena, 11.04.14): En el marco de la Cumbre Minería, Energía y Agua, que se realiza en el marco de la
Semana Cesco, el ministro de Energía Máximo Pacheco se refirió a la importancia de la minería en la economía
nacional, destacando el reconocimiento de Chile como país minero. También hizo alusión a la distancia que hay entre la
sociedad y la minería, que es vista como una vaca lechera, dejando la inquietud respecto a sí la industria también no cae
en la toma de decisiones de corto plazo condicionados por factores como las variaciones en los precios de energía. La
autoridad resaltó que si la energía es el 20% de los costo de las mineras, qué se requiere para que asuman una visión de
largo plazo para reducir sus costos energético, agregando que hay que tomar medidas en el corazón de las mineras, como
la eficiencia energética, más allá de acciones puntuales como el asociarse a proyectos energéticos. Recalcó además que
la minería debe integrar el ahorro energético con una mirada de largo plazo, beneficiando a las empresas y al país en su
conjunto. Durante la actividad, el ministro Máximo Pacheco reiteró que la agenda energética que prepara el Gobierno se
daría a conocer en mayo próximo, donde se considera incluir aspectos como el ordenamiento territorial y el diálogo
social, con un rol orientador del Estado y propiciando por ejemplo el desarrollo de proyectos energéticos en regiones. En
esta línea, la autoridad explicó que uno de los pilares del desarrollo energético será el Estado, que asumirá un rol
orientador y articulador al momento de proyectar la matriz energética, labor que realizó por ejemplo cuando se vivió la
crisis del gas. El ministro manifestó que el sistema eléctrico es privado y lo seguirá siendo, indicando que el Estado debe
velar porque las empresas realicen sus proyectos respetando la normativa y el medio ambiente. En ese contexto,
mencionó que el Estado debe hacerse cargo del ordenamiento territorial, comentando que “nuestra obligación es
escuchar a las comunidades”. Junto a lo anterior explicó que se trabaja para reducir las barreras de entradas a los nuevos
actores, explicando que las licitaciones de las distribuidoras eléctricas son una buena instancia para promover el
desarrollo de nuevas empresas.
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4.88.- Mineras advierten que factores externos limitan su capacidad de ahorro energético (Fuente: Minería
Chilena, 14.04.14): En el marco de la cumbre energética realizada como parte de la Semana Cesco, Joaquín Villarino,
presidente ejecutivo del Consejo Minero, destacó que el problema de la energía no es de la minería sino del país en su
conjunto, recordando que hace dos años ya advertían sobre el crítico panorama que se vivía en materia de oferta de
generación y costos energéticos, aspectos que se han mantenido en el tiempo. Respecto al llamado que el ministro de
Energía Máximo Pacheco a que las mineras deben enfocarse en la eficiencia energética, la autoridad del Consejo Minero
resaltó que la gran minería está interesada en bajar su consumo, pero también es relevante que los demás sectores
económicos también lo hagan, recordando que la minería representa un tercio del consumo eléctrico del país. Es así
como Joaquín Villarino manifestó que el precio de la energía es un incentivo para la eficiencia energética en minería,
pero indicó que hay factores exógenos que limitan el nivel de ahorro factible de alcanzar, como por ejemplo la dureza
del mineral, la baja en las leyes de mineral, etc. Además expuso sus reparos respecto a que el Estado considere asumir
un rol activo en el sistema eléctrico, mostrándose inquieto en relación a que pudiera sentirse tentado a entrar a los
CDECs, o que luego quiera ser generador. En contrapartida, la autoridad del Consejo Minero expresó que se debería
trabajar en reducir las barreras de entrada a los nuevos actores por medio de ordenamiento territorial, con un esquema
transitorio enfocado en el sector eléctrico, junto con manifestar la relevancia de pausar la tramitación de la carretera
eléctrica y optar por enfrentar las dificultades para la instalación de transmisión a través del mismo instrumento de
ordenamiento territorial. Junto a lo anterior, Villarino mencionó que se debe dar una oportunidad a la institucionalidad
vigente, además de permitir que las comunidades tengan una mayor participación en los impuestos que pagan las
empresas, de manera que perciban que tener una central instalada en su zona es un beneficio para ellos. Finalmente hizo
llamado a no desaprovechar los recursos energéticos del país, lo que implica por ejemplo no bloquear a priori proyectos
hidroeléctricos, procurándose además reducir los riesgos de conductas no competitivas, y aprovechar toda la capacidad
que Chile posee en materia de GNL, tanto de regasificación como de generación.
5.- TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN
5.89.- Cuentas de luz en 10 regiones subirían en el primer año de reforma tributaria (Fuente: El Mercurio,
14.04.14): Al rojo está la polémica entre las generadoras y el gobierno por la aplicación de los denominados “impuestos
verdes”, que gravarán las emisiones de CO2 (dióxido de carbono) a partir de 2017. Si bien hasta el momento sólo AES
Gener -la empresa con mayor parque térmico del SIC- ha sacado la voz, el resto de las generadoras consideran que la
aplicación de un nuevo gravamen sería perjudicial para el sector, que ya debe cumplir con la norma de emisiones para
otros contaminantes. Según estimaciones de AES Gener, en el primer año de aplicación del impuesto -tal como fue
propuesto por el gobierno en la reforma tributaria, en 2017, diez de las 15 regiones del país verían incrementadas las
cuentas de la luz para los clientes regulados -hogares y comercios. AES Gener indicó que las mayores alzas en 2017 se
darían en las regiones de Los Ríos y de Los Lagos, con incrementos mensuales en torno a $ 898, para un consumo
promedio de 300 Kw/h -lo que consume un hogar de cuatro personas en una zona urbana- lo que en un año dejaría un
incremento de $ 10.776 en la cuenta de la luz. Más atrás se encuentran las regiones de Atacama, Coquimbo y
Valparaíso, las que en promedio deberían pagar $ 716 adicionales cada mes, sumando incrementos de $ 8.592 en un año
en las tarifas reguladas de la electricidad. Lo mismo sucedería en ciudades como Rancagua (VI Región), Talca (VII
Región), Concepción (VIII Región) y Temuco (IX Región), que tendrían alzas mensuales de hasta $ 741 en las tarifas.
En Santiago, este incremento sería de $ 362 mensuales el primer año de vigencia. La reforma tributaria contempla la
aplicación de un impuesto de US$ 5 por cada tonelada de CO2 emitida por calderas y turbinas con una potencia mayor a
50 MWt (megavatios térmicos) a partir de 2017, dejando fuera el transporte, con lo que se recaudaría unos US$ 162
millones. Si bien las cifras no son compartidas por la autoridad -el ministro de Medio Ambiente, Pablo Badenier
descartó que la normativa vaya a afectar a los clientes regulados de forma masiva, los argumentos entre las generadoras
apuntan a la incertidumbre que un nuevo gravamen provocaría en las inversiones, lo que retrasaría nuevos proyectos y
generaría pérdida de competitividad. Felipe Cerón, gerente general de AES Gener, dijo que la aplicación del impuesto
no tendría “ningún impacto”, en la actual generación, ya que las inversiones para cumplir la norma termoeléctrica están
en marcha y porque la participación de Chile en las emisiones mundiales de CO2 es mínima. “Ningún país de América
tiene este impuesto, ni EE.UU. Pretender ponerlo en Chile nos trae puras desventajas”, dijo. Agregó que llevar la
generación a combustibles “más caros” que el carbón, como el GNL, impactaría en un 50% el costo de generación de
electricidad, sin ventajas ambientales.
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6.- MARCO LEGAL Y TECNOLÓGICO
6.90.- Eléctricas atentas a impuesto a emisiones de fuentes fijas (Fuente: Pulso, 01.04.14): Las empresas eléctricas y
el mercado, están atentos al eventual impacto que puede tener en el rubro el anuncio de introducir un sistema que grave a
las principales fuentes contaminantes con potencia térmica superior a 50 MWt (megavatios térmicos). Según el
gobierno, desde una perspectiva ambiental, se introducirá un conjunto de medidas tributarias que atenderán a
desincentivar el uso de tecnologías ineficientes y contaminantes. Es por esto que, junto con la propuesta de un impuesto
a las emisiones de fuentes fijas, el gobierno de la Presidente Bachelet planteó también un nuevo tributo a los vehículos
livianos más contaminantes. “Introduciremos un impuesto adicional a la importación de vehículos diésel para uso
particular, con el objeto de incentivar el uso de vehículos menos contaminantes”, destacó el gobierno al anunciar l a
reforma tributaria. En su programa de gobierno, Michelle Bachelet ya había mencionado medidas impositivas para el
cuidado del medio ambiente. De hecho, planteaba que, como una forma de desincentivar la compra de vehículos
particulares que utilizan petróleo diésel y también aquellos de alta cilindrada, se establecerá un impuesto proporcional a
la misma, que se pagaría anualmente junto con el permiso de circulación, diferenciado según el combustible utilizado.
Se destacó que en la actualidad, los impuestos específicos a los combustibles sólo se aplican a su uso en el transporte.
Sin embargo, el uso de combustibles fósiles en la industria también genera efectos negativos sobre el medioambiente y
la salud de las personas. De ahí que el gobierno busque avanzar en la implementación de impuestos a la emisión de
contaminantes en la industria.
6.91.- Busca fomentar energías limpias: Impuesto a emisiones afectaría al 60% de la generación eléctrica del
centro-sur del país (Fuente: El Mercurio 02.04.14): Un duro golpe en materia impositiva podría recibir el sector
eléctrico nacional de aprobarse la reforma tributaria que fue enviada al Congreso por el Gobierno de Michelle Bachelet.
En el artículo quinto del proyecto de ley que lidera el ministro de Hacienda, Alberto Arenas, se propone la aplicación de
un tributo para las emisiones al aire de Material Particulado (MP), Óxido de Nitrógeno (NOx), Dióxido de Azufre (SO2)
y Dióxido de Carbono (CO2) que provengan de fuentes térmicas fijas. Esto incluye a centrales termoeléctricas y las
plantas industriales que utilizan calderas. Así, se vería afectado el 60% de la generación eléctrica de la zona centro-sur
del país, que corresponde a centrales a carbón, gas y petróleo. De prosperar la iniciativa, esta sería la segunda regulación
que deberá adoptar el sector termoeléctrico en menos de cinco años. En 2011 entró en vigencia la nueva norma de
emisiones que exige el abatimiento de las emisiones de NOx, SO2 y MP. Esta última regulación está en línea con la que
se aplica en países desarrollados y obligó a las compañías generadoras a invertir cerca de US$ 1.000 millones para poder
cumplir con esta normativa. El gerente general de la Asociación de Generadoras, René Muga, dijo que estudiarán en
detalle la propuesta para poder fijar una posición sobre el nuevo impuesto. Pese a lo anterior, se mostró contrario a una
medida que eleve los costos del sector. "Esto es un tributo que hace más cara la generación y otras industrias de
producción. Esto, en una coyuntura de altos precios de la energía y una sequía", señaló Muga a la salida de una reunión
con el ministro de Energía, Máximo Pacheco, en que también estuvieron los principales ejecutivos de las mayores
generadoras del país. Un ejecutivo de la industria coincidió con Muga, y agregó que esto elevará aún más los valores de
la electricidad. En caso de que prospere este punto de la reforma tributaria, las compañías serán fiscalizadas por la
Superintendencia de Medio Ambiente. El pago del tributo deberá ser cancelado en abril de cada año y será calculado de
acuerdo con una fórmula que incluye toneladas de emisiones. Para el CO2 se cobrarán US$ 5 por tonelada. Se prevé que
unas 500 unidades generadoras deberán pagar este tributo. Durante el gobierno anterior de Michelle Bachelet se
aprobaron 8.950 MW de generación termoeléctrica. Entre dichos proyectos figuran tres centrales carboneras -Bocamina
II (350 MW), Santa María (343 MW) y Campiche (270 MW)-, cuya construcción concluyó durante el gobierno de
Sebastián Piñera. Fórmula especial para gravar a vehículos diésel. Aunque en la industria automotriz siguen analizando
el impacto del impuesto para la importación de vehículos diésel contemplado en la reforma tributaria que impulsa el
Gobierno, fuentes del sector anticipan que generaría importantes impactos comerciales para algunos actores del rubro.
En el proyecto de ley se establece que el gravamen se aplicará en UTM y ligado a una fórmula que determinará el
Ministerio de Transportes y Telecomunicaciones. En esta se considerará el término "rendimiento urbano (en km/lt)",
señala el texto. El proyecto señala que ese "rendimiento" se determinará con la información del proceso de
homologación u otro.
6.92.- Eléctricas e industrias pagarían hasta US$ 350 millones por “impuestos verdes” (Fuente: La Tercera,
02.04.14): Si a mediados de 2011, y luego de 10 años de discusión, la administración Piñera promulgó el decreto que
regula la emisión de contaminantes en las termoeléctricas, el nuevo gobierno quiere aplicar nuevos gravámenes a las
emisiones de gases de efecto invernadero, más específicamente al CO2 (dióxido de carbono). El proyecto enviado al
Parlamento establece que todas las fuentes fijas deberán pagar un denominado “impuesto verde” para paliar las
externalidades de la actividad industrial -mineras, cementeras, industrias, fundiciones, etc.- y la generación en base a
combustibles fósiles (carbón, gas natural y diésel) en el medioambiente. Para el CO2, este será de US$ 5 por tonelada
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emitida, mientras que otros contaminantes -NOx, SO2 y Material Particulado (MP)- pagarán 10 centavos de dólar por
tonelada. En el caso del sector industrial y las termoeléctricas, según un estudio de Boston Consulting Group, al 2018 las
emisiones de la industria y el sector eléctrico alcanzarían a 71 millones de toneladas de CO2, con lo que el impuesto que
podrían pagar las firmas sumaría unos US$ 358 millones.El gobierno estima a que este gravamen permitiría recaudar en
torno a los US$ 162 millones. Ayer, el ministro de Energía, Máximo Pacheco, se reunió con las eléctricas para
informarles la iniciativa. René Muga, de la Asociación de Generadoras, recalcó que sólo el 35% de las emisiones de
CO2 son producidas por las generadoras, un 28% proviene de la industria y otro 30%, del transporte, el que no será
gravado. “Estamos preocupados. Hay que estudiar el tema con detalle”, dijo. Por su parte, Gastón Lewin, presidente de
la Asimet, señaló que “complica colocar más impuestos, pero hay que dar el tiempo necesario para que el sector
industrial pueda ir formalizando esto para reducir al máximo las emisiones”.
6.93.- Esta es la agenda legislativa pendiente del sector eléctrico (Fuente: Revista Electricidad, 03.04.14): Pese a que
en 2013 se logró la promulgación de iniciativas como la ley de concesiones y la 20/25, junto con la de interconexión a
principios de este año, son diversos los proyectos legislativos que están a la espera de luz verde. Es así como, consultado
por las normativas que debieran ser abordadas con premura, Rodrigo Castillo, director ejecutivo de Empresas Eléctricas
A.G., expresa que “estimamos que las prioridades del nuevo Gobierno debieran lograr un adecuado equilibrio entre los
desafíos de corto plazo, relacionadas con las actuales restricciones de oferta que no podrán ser totalmente superadas en
lo pronto, y que por tanto deberán enfrentarse con medidas puntuales y pragmáticas, y las transformaciones de fondo que
permitan al país destrabar sus problemas de inversión y avanzar hacia una matriz energética diversificada, robusta y
competitiva”. En ese contexto, René Muga, vicepresidente ejecutivo de Generadoras A.G., menciona que “de los
proyectos de ley que están en el Congreso, los de carretera eléctrica y aporte a las comunidades (ley Tokman) son los
que debieran ser abordados en el corto plazo”. A esto se suma la actualización de la ley 19.657 sobre concesiones
geotérmicas, la que deberá adecuarse al nuevo reglamento publicado en 2013. De entre dichos proyectos, Fernando
Abara, socio de Abara & Cía. Abogados, destaca el de “carretera eléctrica, que a mi juicio sería un aporte para el
desarrollo de proyectos y se complementa muy bien con la ley de concesiones y servidumbres, que acortó los plazos de
tramitación y que ya fue aprobada y promulgada. El proyecto sobre carretera eléctrica, con algunas modificaciones que
estimo convenientes, permitirá contar con un trazado sancionado por el Estado para aquellos proyectos de transmisión
troncal que licita el CDEC de acuerdo con el plan de expansión anual que se aprueba”. El profesional considera además
que dicho proyecto “facilita la incorporación de las ERNC al sistema de transmisión, al permitir que líneas transversales
y longitudinales sean también calificadas como parte del troncal y en consecuencia su pago se rige por las reglas
generales vigentes, sin que las ERNC deban pagar el costo total de la línea”. Esto es complementado por el abogado
Sebastián Abogabir, asociado senior de Guerrero Olivos, quien señala que “sobre todo para los proyectos ERNC la
utilización de la faja fiscal de los caminos públicos para instalar líneas de transmisión y/o para mejorar las líneas de
distribución existentes es vital (negociación con un solo propietario), y también genera una ganancia ambiental (se
utilizan sectores ya intervenidos). Es necesario adecuar el instructivo existente para facilitar la aprobación de cruces y
paralelismos”.
6.94.- Presidente Acera: Reforma tributaria empareja la cancha para todas las energías (Fuente: Estrategia,
03.04.14): El presidente de Asociación Chilena de Eneregías Renovables (Acera), Alfredo Solar, al referirse a la
reforma tributaria que gravará las fuentes más contaminantes, señaló que las emisiones tienen un costo para el país.
- La inclusión de impuestos a las fuentes contaminantes en la reforma tributaria, puede dar un impulso adicional a las
ERNC?: No todas las energías tienen los mismos niveles de emisiones, y estas tienen costos para el país. Por lo tanto,
los mecanismos de impuestos lo que hacen es emparejar la cancha para que todos los tipos de energías sean
comparables. Eso indudablemente puede ayudar o favorecer a las energías renovables no convencionales.
- ¿Cuánta capacidad adicional en MW pueden aportar el sistema con este “emparejamiento de la cancha”?:
Independiente del impuesto a las emisiones u otras medidas, la propia Ley 20/25 ya impuso una meta de instalación de
ERNC que es ambiciosa, y el sector aspira a cumplirla. Ello implica agregar unos 6.500 MW de ERNC al 2025.
- ¿Qué inversión involucra esa nueva capacidad instalada?: El sector podría invertir del orden de US$15.000 millones
hacia el 2025.
6.95.- Acera destaca que tributos verdes beneficiarán a las ERNC (Fuente: Estrategia, 03.04.14): Entrevista a
Alfredo Solar, presidente de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera). La inclusión de impuestos a las
fuentes contaminantes en la reforma tributaria, puede dar un impulso adicional a las ERNC?: No todas las energías
tienen los mismos niveles de emisiones, y estas tienen costos para el país. Por lo tanto, los mecanismos de impuestos lo
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que hacen es emparejar la cancha para que todos los tipos de energías sean comparables. Eso indudablemente puede
ayudar o favorecer a las energías renovables no convencionales.
- ¿Cuánta capacidad adicional en MW pueden aportar el sistema con este “emparejamiento de la cancha”? :
Independiente del impuesto a las emisiones u otras medidas, la propia Ley 20/25 ya impuso una meta de instalación de
ERNC que es ambiciosa, y el sector aspira a cumplirla. Ello implica agregar unos 6.500 MW de ERNC al 2025.
- ¿Qué inversión involucra esa nueva capacidad instalada?: El sector podría invertir del orden de US$15.000 millones
hacia el 2025.
6.96.- Eléctricas divididas por impuestos verdes incluidos en la reforma tributaria (Fuente: Diario Financiero,
03.04.14): Opiniones contrapuestas genera entre las generadoras y distribuidoras eléctricas los impuestos "verdes" que
contempla la reforma tributaria de Michelle Bachelet y que esta semana ingresó al Congreso. En esa línea, el gerente
general de AES Gener, Luis Felipe Cerón, calificó como "preocupante" los gravámenes a las emisiones contaminantes
de las fuentes fijas que, dijo, en el caso de la industria eléctrica está limitado en la norma de termoeléctricas que rige
desde este año. "Es preocupante y no va en el sentido correcto", dijo Cerón en un seminario organizado por Sofofa. A
juicio del ejecutivo, Chile ya cuenta con una normativa bastante "seria y exigente" que recoge aspectos tales como el
impacto que generan los proyectos en las personas, actividades y medioambiente, por lo que un gravamen sobre la
actividad viene a "distorsionar" la reglamentación y hacer más cara la energía. "Chile ya cuenta con una normativa
bastante seria donde se estima el costo, los beneficios de la normativa ambiental, el impacto que tiene en el
medioambiente, las personas y en otras actividades", precisó. Bajo esa mirada, indicó que poner impuestos es
"contranatural", ya que los costos se traspasan al consumidor final y, tarde o temprano, incide en la competitividad del
país. Un poco más cauto se mostró el CEO de GDF Suez, Juan Clavería quien no compartió con el diagnostico del
gerente General de AES Gener, e incluso pidió que se aplicara a otros sectores. "No somos contrarios al gravamen, pero
se tiene que aplicar a todos y que no haya discriminación. Mientras más parejo sea el impuesto, mejor", dijo Claveria.
Por su parte, Andrés Kuhlmann, gerente general de Transelec, expresó que su empresa estudia los detalles del proyecto
de ley que podrían afectar a la empresa. "El alza al 25% es algo que está dentro de un rango manejable. El mercado ya lo
internalizó. Los otros detalles respecto a cómo va a afectar a nuestra compañía lo estamos estudiando", dijo Kuhlmann.
6.97.- Industria eléctrica alerta sobre efecto en precios de impuesto a las emisiones (Fuente: Diario Financiero,
04.04.14): Como una acción “contra natura” calificó Felipe Cerón, gerente general de AES Gener, la propuesta del
gobierno de incluir dentro de la reforma tributaria un impuesto a las emisiones de fuentes fijas. El ejecutivo indicó
durante el seminario eléctrico organizado por la Sofofa “El shock eléctrico que el país necesita” que “Chile ya cuenta
con una normativa bastante seria donde se estima el costo, los beneficios de la normativa ambiental, el impacto que tiene
en el medioambiente, las personas y en otras actividades”, por lo que la entrada de dichos gravámenes es “preocupante”
y generaría distorsiones y que tarde o temprano se traspasará el costo al consumidor final. La propuesta de reforma
tributaria enviada al Congreso considera gravar a unidades fijas de emisión como turbinas o calderas térmicas o
calóricas por sobre los 50 MWt (megavatios térmicos). Así, contempla dos daños: globales, por la emisión de CO2, el
que sería gravado con US$ 5 por cada tonelada emitida; mientras que el impacto local -que incluye emisión de material
particulado (MP), óxidos de nitrógeno (NOx) y dióxido de azufre (SO2)-, involucrará un impuesto de US$ 0,1 por
cada tonelada emitida. Cerón fue el más duro entre los gerentes de generadoras presentes en el seminario al referirse al
impuesto verde, como se le ha denominado, señalando que “no va en el sentido correcto”. El ejecutivo dijo que
incorporar este gravamen es “disonante” con la normativa del sector y “un impuesto adicional vendría a distorsionar eso
y hacer la energía, sin duda, más cara”, precisó. A esto añadió que, el CO2 “está en todas partes, es una consecuencia
directa de generar energía térmica. No hay tecnología disponible para abatir el CO2, que se produce igual mientras uno
tenga generación térmica, que dada la volatilidad hidroeléctrica que hay y la intermitencia que tiene la energía no
convencional es fundamental tener una fuente térmica”. A ello agregó que “el CO2 no causa daño en la salud de las
personas”. Finalmente, Cerón dijo que el impuesto “nos hace menos competitivos” y tendrán efecto en la todas las
industrias. Juan Clavería, su par en GDF Suez Chile, añadió que “cuando uno le impone un impuesto a algo encarece su
precio”, y aunque dijo que el grupo franco-belga no es contrario al impuesto, “las centrales termoeléctricas y
particularmente las a carbón, no son las cautivas de las emisiones de CO2. Así como ellas está el transporte y hay
muchas industrias, que también emiten CO2. Si uno va a establecer un impuesto, lo lógico es que se aplique a todos y
que no haya discriminación”. El ejecutivo agregó que “el gas natural también emite: un MW de carbón emite el doble
que un MW de gas licuado, pero ambas emiten”. En tanto, Joaquín Galindo, CEO de Endesa Chile, explicó “un
impuesto verde siempre afecta”, aunque aclaró que “estamos estudiando el efecto y no tenemos todavía ninguna
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posición”. “Son temas importantes, que hay que revisarlos en profundidad”, sentenció el gerente general de Endesa
Chile. Por su parte, Andrés Kuhlmann, gerente general de Transelec, expresó que su empresa estudia los detalles del
proyecto de reforma tributaria y los efectos que podría tener en la empresa. En todo caso, dijo que “el alza al 25% es
algo que está dentro de un rango manejable. El mercado ya lo internalizó. Los otros detalles respecto a cómo va a afectar
a nuestra compañía lo estamos estudiando”, dijo Kuhlmann. Gener y E-CL serían las generadoras más afectadas por el
gravamen (Fuente: Diario Financiero, 04.04.14): Un estudio de Euroamérica sindica a AES Gener y E-CL como las
compañías más afectadas de aprobarse el impuesto a las emisiones. Según el informe, en base a la generación de las
firmas en 2013, el impacto hubiese sido de US$ 87,03 millones para Gener, US$ 41,88 millones para E-CL, US$ 35,31
millones para Endesa y US$ 21,67 millones en Colbún. Esto, "bajo el entendido que el traspaso de este gravamen sólo se
dará en el caso de los contratos con clientes libres que cuenten con cláusulas que les permita ajustar la tarifa en caso de
presentarse un cambio regulatorio en el sector, por lo que no se consideran en este análisis los clientes spot y regulados".
De aprobarse la medida, su materialización comenzaría con las emisiones generadas durante 2017 y que deberá ser
pagado por primera vez en el año 2018. Ante esto, EuroAmerica analizó cómo están preparadas y de qué forma las
afectaría: Endesa: Presenta la mayor diversificación regional respecto a sus pares, por lo que "cualquier cambio
regulatorio tendría una menor incidencia en su desempeño", dice. Además, la generadora cuenta con una holgura
contractual relevante basada en una alta exposición a generación hídrica. "Nuestras estimaciones consideran un volumen
de clientes libres en Chile del 20% del total de ventas". Colbún: Tiene una exposición relevante al negocio hídrico,
donde sus fuentes térmicas operan de manera activa en momentos de debilidad hidrológica. "Para el año 2017
proyectamos que la base de clientes libres representaría alrededor del 42% de las ventas totales", dice el reporte. Con
todo, "la compañía no entrega información detallada respecto a la existencia de cláusulas que permitan efectuar
traspasos por un mayor cargo regulatorio", advierte el informe. E-CL: Con un 53% de su generación en base a carbón y
33% a diésel, "posee la bondad de contar con contratos que presentan cláusulas de ajuste tarifario (traspaso de costos)
que le permitirían traspasar el cargo regulatorio en cerca del 80% de su volumen contractual", señala el reporte. AES
Gener: "Para el año 2017 proyectamos un 63% de base de clientes libres, los que contarían con la factibilidad de
traspasar los mayores cargos regulatorios", dice EuroAmerica. En todo caso, el informe señala que el análisis realizado
"no considera las futuras negociaciones y licitaciones de las compañías generadoras, que dada esta coyuntura deberían
tener mayores incentivos a considerar cláusulas de traspaso a clientes cualquier mayor cargo por efecto regulatorio" o si
es que ya tuvieran dichas cláusulas de ajuste. Enersis: “No queremos reglas del juego a medida, sino estables” (Fuente:
Diario Financiero, 04.04.14): “No queremos reglas del juego a medida, sino reglas estables que sean conocidas y
aceptadas por todos los sectores y actores de la sociedad. Necesitamos una institucionalidad que sea respetada por todos,
debido a su legitimidad jurídica, política y social”, es el llamado que hizo Pablo Yrarrázaval, presidente del directorio de
Enersis, en la carta anual a los accionistas, incluida en la memoria anual del grupo eléctrico. Yrarrázaval añadió que
“debemos ser capaces como país, y como región, de destrabar y acelerar la tramitación administrativa de los proyectos,
retomar el desarrollo de las iniciativas, con énfasis en la hidroelectricidad; promover la eficiencia energética, para
reducir costos totales; recuperar la institucionalidad ambiental, y considerar en cada proyecto de generación, desde su
génesis, las necesidades de la comunidad y los cuidados necesarios para preservar el medio ambiente”. El presidente del
grupo comentó además el camino que ha seguido HidroAysén desde que obtuvieron el permiso ambiental y hasta la
decisión del nuevo gobierno de anular el actuar del comité de Ministro de la administración anterior. “Como grupo
tenemos la firme convicción de seguir adelante con HidroAysén, siempre y cuando, exista la disposición política, social
y nacional de considerar esta iniciativa como un proyecto de interés para Chile. En todo caso, aseguró que “ha llegado la
hora de tomar decisiones y no dilatar más la espera”. Yrarrázaval también comentó el plan de inversiones del grupo para
el quinquenio 2014-2018, el que suma US$ 9.085 millones, de los cuales US$ 3.980 millones tendrán como foco el
segmento de generación, y los restantes US$ 5.105 millones el negocio de distribución. En Chile, del total de
inversiones, se destinarán US$ 2.483 millones en los próximos cinco años. Jorge Rosenblut, presidente de la filial de
generación de Enersis, Endesa Chile, también se refirió a los desafíos país en el sector energético. El ejecutivo recordó
que “el compromiso del nuevo gobierno es dar a conocer antes de los 100 días de instalado su agenda para el sector
eléctrico” e indicó que “desde ya Endesa Chile colaborará con todas aquellas iniciativas que impliquen avanzar en la
senda de convertir a Chile en una nación con mayor autoabastecimiento energético, con mayor seguridad y a precios
competitivos.
6.98.- Impuestos verdes, comunidades y transmisión: la nueva agenda energética (Fuente: Pulso, 04.04.14): Los
máximos ejecutivos de cuatro de las principales compañías eléctricas del país -Endesa, Suez, AES Gener y Transelecparticiparon ayer de un debate en Sofofa en el que se analizó el escenario energético, la agenda del nuevo gobierno y los
problemas que aquejan al sector, que son principalmente los mismos que persisten en los últimos años: dificultad para
desarrollar proyectos, reglas poco claras, alzas de costos y dependencia. Hubo coincidencia de que del diagnóstico se ha
hablado bastante y que, ahora, corresponde buscar soluciones. Mientras Felipe Cerón, gerente general de AES Gener,
señaló que Chile requiere 3.500 MW de aquí a seis años, de los cuales menos de la mitad está en construcción. Por ello,
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para todos la clave es reactivar la inversión, pero teniendo en cuenta que es necesario hacerlo de manera consensuada y
protegiendo el medioambiente. “Hay que construir nuevas centrales. Y para eso todos hemos constatado la dificultad que
tenemos para concretar proyectos. Y creemos que uno de los cambios que tenemos que realizar para modificar esta
realidad es conseguir una inserción social temprana, ojalá antes de presentar los estudios”, dijo Joaquín Galindo, timonel
de Endesa Chile. Luis Felipe Cerón, de AES Gener, advirtió que la reforma tributaria -que incluye un impuesto de US$5
por tonelada de emisión de CO2, implicará un alza en la energía de US$6 por MWh. “Es importante ver el impacto que
se tendrá como país. Al final de cuentas, la energía en Chile terminará siendo US$6 por MWh más cara, seguramente.
Eso, por un consumo a fines de la década, será un impacto grande”, dijo el directivo de la empresa eléctrica, quien
añadió que los mayores costos, en ciertas ocasiones, serán traspasados a los clientes. “En algunos casos se traspasa de
forma automática a los clientes, en otros toma más tiempo, pero a la larga, en los nuevos contratos siempre se va a
terminar afinando a un mayor costo”, destacó. “Estamos muy confiados, pero nos preocupa esta señal. Es un tema que
va a tener una tramitación y esperamos que se revise”, añadió. A su turno, Juan Clavería – CEO de GDF Suez en Chiledijo que “si uno va a establecer un impuesto, lo importante es que se aplique a todos y que no haya discriminación”. No
obstante, el ejecutivo de GDF Suez en Chile remarcó en el seminario la falta de iniciativas eléctricas que son necesarias
para el desarrollo del país. “Hoy en día vemos que hay que hacer toda una labor de convencimiento de que la base del
desarrollo productivo de un país es tener una energía barata; si no tenemos una energía barata, la gente no va a tener
puestos de trabajo ni cosas de mejor calidad. En la medida que el país es más competitivo, ese es un beneficio para la
gente”, remató el ejecutivo. Andrés Kuhlmann, gerente general de Transelec, intentó evitar usar el concepto “carretera
eléctrica”, que se originó en el proyecto de ley del gobierno anterior, pero sí planteó que es importante no desechar del
todo esa iniciativa y buscar cambios legales que permitan dinamizar el sector transmisión en Chile. “Yo creo que es
absolutamente esencial retomar aquellos conceptos y articularlos mejor y presentar una ley donde se requiera. Hay que
tener voluntad y aplicar lo que tenemos. Con sentido de urgencia, hay que ser pragmático y práctico: preocuparse desde
ya de lo que es la carretera eléctrica”, dijo Kuhlmann. El ejecutivo añadió que en la Evaluación Ambiental Estratégica
ya se mencionaba el concepto de utilización de franjas, lo que es una señal de que varios de los conceptos acuñados por
el proyecto de carretera eléctrica ya habían sido tomados por otros cuerpos legales. “Hay conceptos muy bien recogidos
en el proyecto de ley, quizás no muy bien acuñados porque fue al Congreso muy inmaduro, pero los conceptos son muy
potentes”, complementó el ejecutivo. Hace algunos días, el ministro de Energía, Máximo Pacheco, se refirió al proyecto
de Carretera Eléctrica como una mala iniciativa, por lo que se le restó el apoyo en el Congreso. “Estoy convencido de
que era un proyecto superficial, equivocado en el enfoque, más hecho para el anuncio que para resolver un problema
real”, dijo Pacheco. No obstante, se espera que la agenda energética que prepara la nueva administración incorpore el
tema de la transmisión. Andrés Cerón, timonel de AES Gener, plantea que uno de los efectos de los últimos años, el alza
en los precios, podría estar influenciada por la sequía, que obliga a reducir los despachos hidroeléctricos, los que deben
reemplazarse por diésel que es más costoso y que dispara los valores en los que se transa la energía en el mercado spot.
No obstante, reconoce que existe una escasez de proyectos, aún cuando la empresa que lidera desarrolla una cartera
ambiciosa, con las centrales Cochrane, Guacolda V y Alto Maipo. Por esto, cree que la clave es realizar iniciativas
sustentables, eficientes e insertarse de manera correcta en el entorno social y ambiental. Según el ejecutivo, lo que se
requiere en el futuro es cercano a los 3.500 MW, pero hoy hay menos de 1.500 en construcción. “Proyectos que recién
se empiezan a construir hoy no van a estar antes de 2018. Hay proyectos que estaban aprobados y que no se están
haciendo y que suman 5.000 MW. Se ve lejana la meta, pero debemos ser capaces de hacerlo”. El gerente general de
Endesa Chile, Joaquín Galindo, señaló que los terminales de regasificación están abiertos a terceros, para aquellos que
deseen utilizarlo y que además cuenten con gas natural de algún proveedor extranjero. Por ello, en su visión, no existen
barreras en este mercado. “Nosotros contamos con una capacidad de regasificación. La usamos y la seguimos usando.
Estamos de acuerdo con el aumento de capacidad que venga para el usuario que se comprometa con un contrato de largo
plazo y que cuente con gas, y así lo pueda usar, como tampoco estamos en contra de que se instalen nuevos terminales
de regasificación en el país”, señaló Joaquín Galindo. Hace dos semanas, en su primera visita al Congreso, el ministro de
Energía, Máximo Pacheco, dijo que uno de los puntos preocupantes de la realidad del mercado energético actual es la
baja tasa de utilización de las centrales a gas natural que fueron construidas para aprovechar los envíos desde Argentina,
pero que luego de los cortes de gas han bajado sustancialmente su uso. Según sus cálculos, apenas el 50% de la
capacidad agregada de estas plantas a gas natural está en utilización. Por ello, añadió que tiene la convicción de que se
hace necesario generar cambios en este mercado, buscando una fórmula que permita que esos terminales puedan ser
usados por terceros que no sean los dueños de la infraestructura. ¿Sumar un socio al GNL Quintero? “Si alguien está
dispuesto a poner dinero y a realizar la inversión, no habría inconveniente”, explicó el principal ejecutivo de la eléctrica
controlada por la italiana Enel. Hace algunos días, el ministro de Medioambiente, Pablo Badenier, fue claro: “Hay que
desmitificar las centrales termoeléctricas”. A lo que se refería Badenier es que las normas de emisión existentes permiten
construir centrales a carbón o gas que no generen niveles elevados de contaminación y que sean compatibles con la vida
normal de las comunidades. ”Nuestras normas de emisión son bastante eficientes. Comparado con otros países, la
contaminación de nuestras centrales es mucho menor que los países de América Latina e incluso que algunos de la
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Unión Europea. Se puede observar el impacto que ha tenido la norma de emisiones, que es una baja importante sobre
todo en el CO2. Esto ha costado US$1.100 millones para hacer más amigable el desarrollo de nuevas centrales
termoeléctricas”, destaca Andrés Cerón. Precisamente, la entrada de cerca de 1.000 MW a carbón permitió reducir las
tarifas el año pasado.
6.99.- Corte de Coyhaique rechaza recurso de protección contra central Cuervo (Fuente: Diario Financiero,
04.04.14): La Corte de Apelaciones de Coyhaique rechazó un recurso de protección presentado por comunidades
ecologistas, organizaciones ciudadanas y pobladores por la construcción de la central Cuervo en la región de Aysén. Sin
embargo determinó de mitigación del proyecto desarrollado por la empresa Energía Austral. En fallo dividido los
ministros Sergio Mora, Luis Sepúlveda y el fiscal judicial Gerardo Rojas desestimaron la acción judicial en contra de la
determinación que calificó favorablemente el proyecto por no adolecer de ilegalidad o arbitrariedad, pero utilizando el
principio preventivo determinó la incorporación de una serie de medidas a Resolución de Calificación Ambiental. "No
habiéndose acreditado la vulneración de las garantías constitucionales señaladas por los recurrentes, ni la relación causal
entre el acto que se estima ilegal o arbitrario y el presunto agravio a esas garantías constitucionales denunciadas como
infringidas, esto es, el derecho a la vida y a la integridad física o psíquica, el derecho a vivir en un medio ambiente libre
de contaminación y la igualdad ante la ley, la acción cautelar de protección no puede prosperar y será rechazada", dice la
resolución. Además determina que "no se puede obviar el hecho de que el proyecto del cual es titular Energía Austral
podría eventualmente generar efectos para el medio ambiente, por lo que parece de toda lógica concluir que, si bien la
decisión de autorizar su puesta en marcha a través de la dictación de la RCA, sobre el Estudio de Impacto Ambiental de
ese proyecto, no adolece de ilegalidad ni es arbitraria, sin embargo, esta Corte es de parecer aplicar plenamente el
principio preventivo recogido en la Ley N° 19.300 y, en consecuencia, dispondrá la práctica de las medidas que en
seguida se dirán, y sin cuya efectiva verificación y cumplimiento ese proyecto no podrá comenzar a operar ni, llegado el
caso, continuar haciéndolo, toda vez que son medidas que voluntariamente el titular del proyecto, Energía Austral, se
comprometió a realizar al presentar el plan de medidas en el Estudio de Impacto Ambiental, pudiéndose destacar, entre
otras, y en lo que al impacto del medio ambiente se trata, las siguientes: A.- Plan de medidas de mitigación: 1.Declaración de un área silvestre protegida de propiedad privada; 2.- Disposición de marinas de túneles preferentemente
en zona de inundación; 3.- Caudal garantizado al pie de presa; 4.- Variación del nivel de operación del embalse en 5 m
en operación normal; 5.- Descenso controlado del nivel del embalse; 6.- Rescate y relocalización de individuos de fauna
terrestre; 7.- Restringir el horario de tronaduras; 8.- Entrega de aguas al Fiordo de Aysén en los primeros 10 m de la
columna de agua del fiordo; 9.- Velocidad de entrega al Fiordo Aysén no superior a 1m/s; 10.- Delimitación del área de
corte y despeje; 11.- Medidas de control de la emisión de MP 10 por construcción; 12.- Medidas de control de emisión
de ruidos. B.- Plan de medidas de reparación y o restauración: 13.- Medidas de rehabilitación de zonas de áreas
temporales de la construcción; 14.- Medidas de rehabilitación de escombreras y canteras; 15.- Restablecimiento de la
cubierta vegetal; 16.- Rehabilitación del paisaje. C.- Medidas de compensación: 17.- Reforestación de bosques
intervenidos por el proyecto (plan de manejo forestal); 18.- Plan de compensación de humedales; 19.- Plan integrado de
manejo de áreas litorales; 20.- Estudio de reproducción de anfibios en cautiverio; 21.- Estudio de reproducción de
galaxias platei; 22.- Recreación hábitat lótico; 23.- Estudio de procesos de biodegradación", dice el fallo. Agrega que
"asimismo, el titular del proyecto, Energía Austral, en su oportunidad, deberá dar estricto cumplimiento a las diligencias
señaladas por el Sernageomín, de acuerdo a los criterios técnicos indicados por éste, quien si bien informó a esta Corte
que dio por cumplidas las exigencias contenidas en el ordinario Nº 15.890, sin embargo es necesario actualizarlas,
previo a la ejecución del proyecto, a fin de precaver eventuales situaciones de riesgo y que son las siguientes: A.Cumplir con el modelo de velocidades y un segundo estudio que incluya la información de fuentes sismogénicas
regionales, en atención a las características del entorno en el que se emplaza el proyecto, en la forma y oportunidad
indicada por Sernageomín en el ordinario 0067, de 16 de enero de 2014, que rola de fojas 423 a 427; B.- Implementar un
plan de monitoreo del nivel de aguas subterráneas en el sector Portezuelo, en la forma señalada por el Sernageomín en el
documento ya señalado, y la implementación del mismo lo deberá presentar a la autoridad competente previo al inicio
del llenado del embalse. Además, deberá mantener una página de internet de libre acceso durante toda la fase de
operación del proyecto y por toda su vida útil, de modo que allí se muestre, o vaya mostrando, según el caso, el efectivo
cumplimiento de las medidas dispuestas en este fallo; e incorporar una auditoría ambiental independiente durante la fase
de construcción del proyecto, de tal modo que ello permita poder seguir el cumplimiento de los compromisos adquiridos
durante la tramitación ambiental y, de ser necesario, el titular del proyecto deberá informar de la ocurrencia de impactos
ambientales no previstos. Asimismo, la autoridad administrativa correspondiente deberá, en uso de sus facultades,
monitorear y controlar el cumplimiento de las medidas que se ordenan y contraídas por el titular del proyecto, pues en
definitiva de ese control va a depender la eficacia, eficiencia y efectividad de las medidas dispuestas, en resguardo del
principio preventivo ya referido".
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6.100.- AES Gener alerta que nuevos gravámenes aumentarán los costos y frenarán la inversión (Fuente: El
Mercurio, 14.04.14): Cambios podrían dificultar el financiamiento, por falta de claridad para los inversionistas sobre las
reglas del juego.AES Gener fue la primera eléctrica en criticar abiertamente la reforma tributaria, señalando que los
llamados "impuestos verdes" harían subir las cuentas de luz en 22%. Daniel Stadelmann, vicepresidente de Finanzas de
AES Gener, agregó que este tipo de tributos "solo redundarán en un mayor costo de la electricidad sin mejorar el medio
ambiente". Adicionalmente, acotó que "la señal que está dando el Gobierno es vista con preocupación por parte de los
inversionistas locales e internacionales en el sector energía", puesto que "los procesos de financiamiento pueden verse
afectados al no poder dar claridad a los inversionistas con respecto a las reglas del juego y la estabilidad en las
regulaciones". Stadelmann advirtió que con ello el costo de desarrollo e inversión se verá directamente afectado por
estos mayores costos, "los que inciden en el incremento de los costos financieros; la dificultad en la obtención de
financiamientos y en la rentabilidad de las inversiones por mayor impuesto a los dividendos". El vicepresidente de la
eléctrica, filial de la estadounidense AES Corp, señaló que "como compañía manifestamos nuestra preocupación y
consideramos que bien vale la pena hacer una discusión más acabada entre todos los actores sobre este tema con miras al
crecimiento y desarrollo del país a largo plazo".
6.101.- Medio Ambiente relativiza impacto de "impuestos verdes": Sólo 20 mineras pagarán más por la luz
(Fuente: La Segunda, 14.04.14): Polémica causó en la industria eléctrica la inclusión de los "impuestos verdes" en la
reforma tributaria que gravará las emisiones de las industrias contaminantes. Pese a las diferencias, el ministro del
Medio Ambiente, Pablo Badenier (DC), reconoce una coincidencia con los privados: Chile es pionero en este
mecanismo dentro de América Latina lo que, dice, construirá prestigio... los empresarios opinan que convertirá al país en
menos competitivo que los vecinos. El secretario de Estado recalca que este instrumento es utilizado en los países de la
OCDE, en los que esta fórmula representa del orden del 7% de sus ingresos fiscales. En el caso de la propuesta de
Bachelet, cuando esté en régimen, el impuesto a emisiones fijas recaudará 0,07% del PIB. Cifras que no convencen a los
privados, que se quejan de que ya Chile cuenta con la electricidad más cara de América Latina y, con impuestos
adicionales a las emisiones producidas por calderas o turbinas de 50 MWt (megavatios térmicos) o más, los precios se
irán a las nubes. Por eso, Badenier se reunirá con la Asociación de Generadoras este lunes para explicar la operación de
los impuestos. Una de las afectadas con el impuesto son las termoeléctricas ¿por qué sumar un nuevo gravamen si estas
centrales tienen una norma de emisiones?: Estamos fijando un impuesto del orden de 480 fuentes fijas, donde un
subconjunto de estas fuentes fijas son unidades de generación térmicas. Sabiendo que algunas fuentes tienen normas de
emisión importantes y estrictas, lo que nos permitimos es generar un incentivo para el sobrecumplimiento de esa norma,
pero las fuentes que están reguladas bajo normas estrictas, obviamente pagarán un impuesto menor porque la tasa
impositiva tiene que ver con la cantidad de toneladas de emisión que generan. Estas empresas hicieron inversiones
millonarias para cumplir la norma de emisiones ¿no es cargarle la mano a una industria?: Se da el siguiente ejemplo: hay
fuentes de generación térmica que, además de cumplir su norma de emisión, están emplazadas en lugares que han sido
declarados saturadas por contaminantes y, por tanto, deben generar reducciones por sobre el cumplimiento de la norma.
Acá hay una batería de instrumentos que permite regular las emisiones y disminuirlas, y los impuestos son un incentivo
importante para que se generen esas reducciones de emisiones y, en el fondo, aunque estas cumplan con la norma,
generan una externalidad negativa de la que los titulares deben hacerse cargo. Las generadoras dicen que se producirá
una migración a tecnologías menos contaminantes y más caras, como es pasar de carbón a gas, implicando un aumento
en la cuenta de la luz: Pero también se puede pasar a energía hidráulica, que es más barata que generar a carbón o diésel.
Pero, por ejemplo, ¿con qué agua se puede generar en el norte del país?: Efectivamente hay un incentivo para que
utilicen combustibles más limpios, porque si vemos los contaminantes regulados de efecto local, como también los de
efecto global, como el CO2, obviamente las termoeléctricas que funcionan a carbón tienen mayores emisiones que las
que funcionan con otro tipo de combustibles, como, por ejemplo, el GNL. ¿Como ministerio buscan que se construyan
las menos termoeléctricas a carbón posible?: Y que las termoeléctricas a carbón u otro combustible que se desarrollen
tengan un nivel de emisiones bajo. ¿Puede ser más bajo que la norma establecida?: Sí, de hecho hay algunas
termoeléctricas que lo cumplen con holgura y el impuesto es un incentivo mayor para que reduzcan sus emisiones.
Empresarios dicen que el país perderá competitividad por contribuir a la disminución del CO2 donde Chile tiene una
incidencia marginal en el mundo: Vale la pena hacerlo, acá Chile no pierde competitividad, el país gana en prestigio y en
calidad de vida de sus habitantes. Lo que estamos normando son contaminantes que afectan la salud de la población. ¿Y
no es importante que las cuentas de luz aumenten en más de 20%, como dicen en la industria?: Eso no es así. Con los
actuales contratos, todos los clientes regulados no se ven afectados por una eventual alza de tarifas, sólo después de
2019, con nuevos contratos, los clientes regulados verían afectadas sus cuentas, pero en cifras del orden del 0,5%. No
compartimos la cifra del alza del 20%, son datos que no corresponden a la realidad. ¿Pero para los clientes industriales?
¿No importa que paguen más, considerando que Chile ya tiene el precio más elevado de América Latina?: Son del orden
de unos 20 clientes vinculados a la industria minera que, eventualmente, producto del cambio regulatorio, pueden tener
un alza en su tarifa. Es un efecto controlado, marginal y bastante acotado.
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6.102.- Grupo de canalistas demanda a Colbún (Fuente: Estrategia, 15.04.14): Una asociación de canalistas de
Zañartu, demandó ante la Fiscalía Nacional Económica a Colbún, por conductas predatorias en la Cuenca del Laja de la
Región del Bio-Bío. Pese a que este proceso fue archivado por la FNE por no haber pruebas suficientes para iniciar una
investigación, manifestó los fuertes enfrentamientos entre ambas. Según la asociación de canalistas, Colbún habría
desplegado un ejercicio abusivo de acciones judiciales y administrativas “con el solo propósito de impedir la entrada y el
funcionamiento de la Central Hidroeléctrica Trupán”. Lo anterior, con el objetivo de delimitar claramente qué derechos
de agua corresponden a los proyectos de uno y otro grupo. En esa línea, para la FNE, no se observó la posibilidad que el
éxito de las acciones pueda incrementar o mantener una posición de dominio de Colbún en el mercado pues “no se
dirigieron directamente contra la entrada en funcionamiento de la Central Hidroeléctrica Trupán, sino más bien resulta
plausible sostener que estas tienen como fin la determinación de la cantidad de derechos de agua que efectivamente le
corresponde”.
7.- SERVICIOS Y NEGOCIOS
7.103.- Endesa adquiere GasAtacama por US$309 millones (Fuente: Endesa, 01.04.14): Enersis -controladora de
Endesa Chile- decidió adquirir el 50% restante de Inversiones Gas Atacama Holding Limitada (IGHL) por un monto de
US$309 millones. El Directorio de Endesa Chile, en sesión extraordinaria celebrada el lunes, aceptó ejercer su derecho
de adquisición preferente relativa a la venta y enajenación de todos los derechos sociales que Southern Cross (SC) tiene
en IGHL. De esta manera, Endesa Chile alcanzará el 100% de la sociedad controladora de GasAtacama, central
termoeléctrica a gas natural de 781 MW de capacidad instalada en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING),
y del gasoducto Mejillones-Taltal y del Gasoducto Atacama entre Chile y Argentina. Con esta operación, Endesa Chile
sumará cerca de 1.000 MW de capacidad de generación en el SING, sumando los 182 MW que ya posee a través de
Celta. Al cierre de 2013, GasAtacama obtuvo un EBITDA de US$114 millones y una utilidad neta de US$69 millones.
Además, cuenta con una posición de caja, equivalentes de efectivo y activos financieros realizables, por US$222
millones, y una deuda financiera con sus socios por US$56,6 millones. Si se consideran los costos actuales de inversión,
construir una central de las características de Gas Atacama demandaría el desembolso de una suma cercana a los
US$1.200 millones. A lo que se debe agregar más de 1.160 kilómetros de pipelines (ducto) de transporte de gas natural
(Mejillones-Taltal y Chile-Argentina). Las partes tendrán hasta 30 días corridos a contar del lunes 31 de marzo para
suscribir los documentos y contratos del cierre de la operación. El precio de la compra incluye la cesión del crédito que
mantiene la sociedad Pacific Energy Sub Co., filial de SC, por un monto que actualmente asciende a US$28,3 millones.
7.104.- Ex subsecretario de Energía asume en firma que desarrollará ERNC (Fuente: Diario Financiero, 02.04.14):
A pocos días de cumplir un mes desde que terminó sus funciones como subsecretario de Energía, Sergio del Campo
retomó ayer sus labores en el sector privado, al asumir como CEO para Chile de Aela Energía, firma orientada al
desarrollo de ERNC. Esta empresa, explica el otrora gerente general de la termoeléctrica Guacolda, es una sociedad
conformada por la inglesa Actis (60%), administradora de fondos de capital focalizada en mercados emergentes, y la
irlandesa Mainstream Renewable Power (40%), dedicada al desarrollo de proyectos, fundamentalmente eólicos y
solares, que está presente en Chile hace varios años. Del Campo comenta que hace una semana en Londres conoció la
propuesta de ambas empresas y decidió aceptar el cargo movido por la experiencia que ambas firmas tienen en sus
respectivos campos de acción. A ello suma la posibilidad de desarrollar activos de generación en base a recursos que
están en el país y que corresponden a energías limpias que agregan valor a las exportaciones del país, en términos de la
trazabilidad de los productos, y de una oferta de precios que no estarán sujetos a los vaivenes de la economía global,
como sucede -dice- con algunas fuentes de generación convencional. "Aela Energía está enfocada en satisfacer las
necesidades de energía de los consumidores industriales de gran escala, como las mineras, que necesitan seguridad de
suministro y precios de electricidad competitivos", explica Sergio del Campo. La fórmula de la compañía considera que,
tal como lo ha venido haciendo, Mainstream tendrá el rol de detectar las zonas del país que presentan el mayor potencial
eólico y solar para desarrollar los proyectos. Estos luego -dice- serán adquiridos por Aela Energía, que a su vez asume
el rol de colocar la energía producida y levantar el financiamiento de estas iniciativas para dar paso a su construcción. Es
el caso, agrega, del parque eólico Negrete (33 MW) que, ubicado en la Región del Biobío, es el primer proyecto de la
compañía, que comenzó su operación comercial en febrero recién pasado. "El déficit que tiene Chile en materia de
contar con una oferta de energía competitiva en base a recursos convencionales, abre las condiciones para que la energía
eólica y solar puedan competir en precio en el mercado local", asegura. Los planes de Aela Energía están delineados con
un horizonte de tres a cuatro años, explica del Campo, y consideran la instalación de un total de 600 MW, que podrían
demandar inversiones en torno a los US$ 1.500 millones, precisa. En esta línea, las primeras iniciativas que podrían
concretarse son dos iniciativas eólicas por un total de 120 MW que también están ubicados en la Región del Biobío y
presentan factores de disponibilidad superiores al 30%, es decir, podrían operar unas ocho horas cada día. A esto se
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suma un proyecto solar fotovoltaico de 140 MW de capacidad instalada que está ubicado en la zona norte. Todos estos
proyectos cuentan con permisos ambientales y actualmente están en el proceso de contratar parte de su producción (en
torno a un 60% del total que generen) para contar con respaldo en los procesos de búsqueda de financiamiento. La base
de la oferta comercial de Aela Energía es ofrecer una componente estable de precios que los grandes consumidores
eléctricos pueden aprovechar para reducir el impacto del precio spot de la energía al que está asociado parte de su
demanda, "para lograr un efecto estabilizador de los costos de energía" en esos consumidores.
7.105.- Seremi de Energía de la Macro Zona Norte se reúne con embajador de Finlandia (Fuente: Revista Minería
Chilena): El Embajador de Finlandia en Chile Illka Heiskanen, se reunió con el Seremi de Energía para la Macro Zona
Norte, Arturo Molina Henríquez, en el marco de su visita oficial a la Región de Antofagasta. En la cita el diplomático
acompañado por el Cónsul Honorario del país nórdico en Antofagasta; Jaime Rencoret y el ingeniero finlandés de la
Universidad Aalto University, Tatu Lyytinen, entregaron al Seremi los mejores deseos en el desempeño del cargo que
recién asume y expresaron el compromiso de la embajada por trabajar en estrecha colaboración a fin de impulsar e
incentivar el desarrollo de iniciativas de I+D en las regiones de la Macro Zona de Arica y Parinacota, Tarapacá y
Antofagasta. En la ocasión, Heinskanen agradeció la recepción de la autoridad Macro Zonal y explicó que existen
empresas finlandesas del rubro de la energía, interesadas en desarrollar en el norte, pioneros proyectos orientados a la
exploración de la energía undimotriz e iniciativas de generación de electricidad a partir los desechos domiciliarios. En
tanto, el Seremi de Energía resaltó y valoró la visita del embajador y expresó que toda opción que nos permita generar
redes de cooperación y colaboración orientadas a aprovechar los recursos renovables de nuestra Macro Zona en forma
sustentable y no contaminante es bienvenida.
7.106.- Grupo Enersis invertirá US$9.085 millones en su nuevo plan quinquenal (Fuente: Pulso, 04.04.14): Ya está
definido el plan de negocios para el quinquenio 2014-2018 en el grupo Enersis. La eléctrica invertirá US$9.085
millones, de los cuales US$3.980 millones tendrán como foco el segmento de generación, y los restantes US$5.105
millones el negocio de distribución. En Chile, del total de inversiones, la compañía destinará US$2.483 millones en los
próximos cinco años: US$1.786 millones en generación y US$697 millones en distribución. La estrategia fue informada
a los accionistas por el presidente del grupo Enersis, Pablo Yrarrázaval, mediante una carta en la cual se establecen los
principales lineamientos del grupo. El plan de negocios se estructura en base a cuatro ejes estratégicos fundamentales:
una demanda apoyada en sólidos fundamentos económicos, aumento de capacidad instalada, incremento de la eficiencia
y lanzamiento de nuevos negocios. En el caso del primer punto, la firma prevé una TACC (tasa anual acumulativa) de
demanda de 4,2%, considerando sus operaciones en Argentina, Brasil, Chile, Colombia y Perú. En el segundo ítem, la
firma comprometió la incorporación de más de 800 MW de nueva capacidad en los próximos cinco años. “Esta nueva
capacidad considera los 400 MW que sumaremos con la puesta en marcha de El Quimbo a principios de 2015, y la
reconversión de la cadena Salaco, la que aportará cerca de 145 MW adicionales a los 76,2 MW que ya operan en la
zona, ambos proyectos ubicados en Colombia. A estas dos iniciativas, se sumarán, en Chile, el inicio de la construcción
de Los Cóndores y el cierre a ciclo combinado de central Taltal, la que agregará 120 MW adicionales a los 245 MW que
ya posee esta unidad”, reveló Yrarrázaval. Este último proyecto se encuentra en pleno proceso de tramitación ambiental,
luego que a fines de 2013 Endesa Chile presentara la Declaración de Impacto Ambiental. Respecto al tercer y cuarto eje,
Enersis espera reducir en un 15% el cash-cost y buscar nuevas oportunidades de comercialización de gas. En cuanto a
otros proyectos del portafolio, el presidente de la eléctrica sostuvo que seguirán adelante con iniciativas emblemáticas de
la cartera de generación, como Punta Alcalde (740 MW) y Neltume (490 MW) en Chile, y Curibamba (188 MW) en
Perú. En cuanto a las actividades en el segmento de distribución, las acciones para el periodo 2014-2018 estarán
focalizadas en: nuevas conexiones, desarrollo y crecimiento en la cartera de productos de valor agregado, mejora en la
calidad de servicio, reducción de pérdidas e incremento de la eficiencia. “Para cumplir estos objetivos, sumaremos entre
400 mil y 500 mil nuevos clientes por año. Es decir, al término de 2018, el grupo debiese contar con más dos millones
de nuevos clientes, sumando una base total de más de 16 millones de clientes en las seis áreas de concesión en las que
estamos presentes”, manifestó. Mesura en la inversión. Según el titular de la eléctrica, el periodo anterior estuvo
marcado por un exitoso aumento de capital. En ese sentido, sostuvo que los pasos siguientes se desarrollarán con
prudencia. “El mercado está ansioso de que comencemos a invertir los fondos recaudados en el aumento de capital.
Hemos sido prudentes, y la espera nos ha dado la razón. No saldremos a comprar e invertir los recursos del aumento de
capital a cualquier precio”, argumentó. En el repaso del 2013, Yrárrazaval también tuvo palabras para los proyectos
postergados. En el caso de HidroAysén, sostuvo que el grupo tiene la firme convicción de seguir adelante, siempre y
cuando, exista la disposición política, social y nacional de considerar esta iniciativa como un proyecto de interés para
Chile. “Ha llegado la hora de tomar decisiones y no dilatar más la espera”, puntualizó.
7.107.- Cristián Hermansen es reelecto presidente del Consejo de la Sociedad Civil de la SEC (Fuente: Colegio de
Ingenieros, 07.04.14): El presidente de la Comisión de Energía del Colegio de Ingenieros fue reelegido como presidente
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del Consejo de la Sociedad Civil de la SEC. En la sesión participaron representantes del organismo, de la Asociación de
Distribuidores de Gas Natural; de la Corporación Nacional de Consumidores y Usuarios; de las Empresas Eléctricas; del
Colegio de Instaladores Eléctricos; de la Agrupación de Cooperativas Eléctricas; y de la Organización de Consumidores
y Asociados Libertador. Posteriormente en esta reunión participó el Superintendente Luis Ávila, quien se realizó un
balance de las actividades del Consejo que se desarrollaron en 2013, y se definió las líneas de trabajo que se proyectarán
para este año. El Superintendente Ávila definió que “esperamos que este 2014 pueda desarrollarse, nuevamente, un
trabajo fructífero. Para nosotros es muy importante escuchar a la ciudadanía, conocer sus inquietudes con respecto a
nuestras áreas de trabajo, para así poder mejorar, y afinar nuestros procedimientos y procesos. Por lo mismo, pondremos
a disposición del Consejo todas aquellas materias que pudieran interesarle o sobre las cuáles desee pronunciarse”. Por su
lado, el presidente del Consejo de Sociedad Civil, Cristian Hermansen indicó que “es muy importante contar con este
Consejo, autónomo e independiente, para analizar los problemas energéticos que vive Chile. Valoramos la decisión de la
SEC por esta iniciativa, que le sirve a la comunidad, pero también a la propia SEC, porque le permite escuchar opiniones
de muy buen nivel, y muy diversas a las áreas específicas en las que pudiera estar trabajando la Superintendencia”.
7.108.- Jorge Rodríguez asume Presidencia Ejecutiva del directorio de Alto Maipo (Fuente: AES Gener, 08.04.14):
La junta directiva de Alto Maipo Spa nombró al economista Jorge Rodríguez Grossi en el cargo de presidente ejecutivo
del directorio de esta organización. La decisión, tomada en forma unánime, obedece a la nueva etapa iniciada por el
proyecto a raíz de su construcción. Jorge Rodríguez es decano de la Facultad de Economía Negocios de la Universidad
Alberto Hurtado, fue ministro de Economía y de Minería, subsecretario de Hacienda y de Desarrollo Regional, y se ha
desempeñado como gerente general y presidente del directorio de empresa eléctrica Guacolda. El gerente general de
AES Gener, Luis Felipe Cerón, señaló estar muy contento con la llegada de Jorge Rodríguez a la compañía, ya que “es
una persona que tiene una gran experiencia, trayectoria y conocimiento del sector eléctrico”. “Hemos invitado a Jorge a
formar parte de este proyecto, que estamos seguros es una excelente iniciativa para Chile. Sabemos que su liderazgo y
conocimiento serán fundamentales para tenerla en funcionamiento el año 2018”, dijo Cerón. El proyecto Alto Maipo,
ubicado en la comuna de San José de Maipo, está constituido por dos centrales hidroeléctricas de pasada (Las Lajas y
Alfalfal 2) que generarán 531 MW. Sus obras son en un 90% subterráneas y solo requerirá de 17 km de nuevas líneas de
transmisión. El proyecto Alto Maipo pertenece en un 60% a AES Gener y en un 40% a Antofagasta Minerals (AMSA).
7.109.- Endesa Chile Informa de Emisión de Bono por US$400 Millones en Mercado de EE.UU. (Fuente:
Estrategia, 10.04.14): La generadora eléctrica Endesa Chile, informó este jueves sobre la emisión de un bono por
US$400 millones en el mercado de estados unidos, a un plazo de 10 años, dijo IFR, un servicio informativo de Thomson
Reuters. La deuda, sería colocada posteriormente a una tasa próxima a 200 puntos base sobre el rendimiento de los
bonos del Tesoro de EE.UU., llegaría a una demanda de más de US$2.500 millones, indicó Reuters.
7.110.- Endesa podría haber pagado menos por el 50% de GasAtacama (Fuente: Diario Financiero, 14.04.14): En
los próximos días Southern Cross finiquitará con Endesa Chile el traspaso del 50% de la propiedad de GasAtacama, lo
que pondrá fin al pacto de accionistas entre la eléctrica y el fondo de inversión. La operación por US$309 millones no
sólo sepultó la intención de la australiana Origin de quedarse con dicho porcentaje, sino que también habría implicado
para la filial de Enersis un cargo extra en torno a los US$ 70 millones. Transcurridas un par de semanas desde el anuncio
de la adquisición, se conocen detalles de este negocio, que estuvo precedido por dos años de conflictos que derivaron en
el establecimiento de un mecanismo para que Southern Cross pudiera desprenderse de este activo por el cual pagó
US$80 millones en 2007. La vendedora entonces fue la propia Endesa. A mediados de 2013, y en el marco de este
protocolo, la filial de Enel rechazó desembolsar US$ 310 millones por la mitad de la generadora nortina, lo que activó
una ventana de seis meses en que el fondo -ligado a Raúl Sotomayor y Norberto Morita- podía negociar con terceros en
condiciones que no podían ser más ventajosas que las ofrecidas a la eléctrica. Es en este punto que aparece Origin que
con este negocio por fin podría ingresar efectivamente al mercado eléctrico, pues aunque ingresó al país hace algunos
años, está involucrada sólo en proyectos, como Energía Austral. Cuando Southern y Origin tenían listos los términos de
la venta, la australiana -que era asesorada por un equipo del estudio Carey- se jugó una carta que era arriesgada, pero
que le otorgaría certeza jurídica. La oceánica ofreció pagar US$ 309 millones, con el objetivo de activar el mecanismo
de consulta a Endesa. Conocedores del tema comentan que Origin se habría confiado porque en ocasiones anteriores a la
de mediados de 2013, la filial de Enersis habría rechazado montos inferiores y además, con el protocolo del avenimiento
cumplido, quedaría cubierta ante cualquier impugnación legal posterior. Pese a que Endesa Chile y Southern Cross
declinaron comentar respecto de las ofertas anteriores que fueron evaluadas porque todo el proceso está regido por
cláusulas de confidencialidad, fuentes conocedoras de las conversaciones comentaron que al menos en dos ocasiones
Endesa Chile habría rechazado ofertas que eran inferiores en monto. Una de ellas habría rondado los US$ 240 millones,
lo que implicaría que en ese momento la eléctrica podría haber pagado US$ 69 millones menos por la mitad de
GasAtacama y no los US$ 309 millones en que finalmente se selló el fin de esta sociedad. Fuentes de Endesa dijeron que
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recién en la última oferta de Southern el análisis determinó que la operación les aportaba valor, debido a mejoras en
factores como la deuda de GasAtacama o el valor del activo, entre otros.
7.11.- CGE Distribución invertirá $24.000 millones (Fuente: El Mercurio, 14.04.14): La empresa CGE distribución
invertirá $24.265 millones durante 2014. El foco de estos recursos estará puesto principalmente en el desarrollo de obras
para nuevos clientes, abastecimiento de demanda de energía, disminución de pérdidas eléctricas y calidad de suministro.
La información fue dada a conocer en el marco de la junta ordinaria de accionistas de la compañía. También se
comunicó que en el ejercicio del 2013 la compañía registró una utilidad consolidada de $21.088 millones, lo que se
compara positivamente con la utilidad de $9.766 millones registrada en el año anterior. A su vez, se señaló que las
ventas de energía aumentaron en un 3% en volumen.
7.112.- Seremi de Energía compromete apoyo al consorcio Calama Plus (Fuente: Revista Minería Chilena,
15.04.14): El seremi de Energía, Arturo Molina, se reunió con el Director Ejecutivo del Consorcio Calama Plus, Rodolfo
Reygada, con la finalidad de conocer las distintas acciones y proyectos en los que se encuentra trabajando la entidad y al
mismo tiempo generar lazos de colaboración y confianza para avanzar en conjunto en la materialización de estas
iniciativas. En la cita, Reygada expuso sobre los proyectos priorizados del Consorcio, que incluye iniciativas del
Gobierno Regional, Municipio de Calama, empresas públicas y privadas, las cuales en conjunto, de acuerdo a una visión
común de ciudad y políticas de responsabilidad social, consideran diversas dimensiones como infraestructura deportiva,
cultural, recreativa y sustentabilidad efectiva. Al respecto el Director Ejecutivo de Calama Plus, señaló que “el objetivo
del Consorcio, es construir una ciudad moderna y sustentable y dentro de ese marco es muy importante la
autosuficiencia energética y en esta ciudad en particular hay una oportunidad mayor de poder desarrollar proyectos en
base a ERNC. En este sentido, es muy importante comenzar a realizar un trabajo colaborativo y más cercano con la
actual autoridad”. La autoridad Macro Zonal, expresó que “nos interesaba conocer el escenario que hoy tiene Calama
Plus y que acciones son posibles realizar para generar relaciones de colaboración y confianza entre dos instituciones que
pretenden y tienden a mejorar la calidad de vida de los habitantes de la ciudad y cómo construimos lazos que permitan la
sinergia corporativa, trabajo en equipo y mejoramiento continuo. Desde ese punto de vista queremos hacernos cargo de
las preocupaciones de Calama Plus, para que esta sociedad pueda funcionar en pos de la eficiencia energética y fomentar
las energías renovables no convencionales”. Asimismo, el seremi comprometió el apoyo para explorar proyectos en base
a ERNC que serían aplicables en Calama y en la región, y buscar las instancias para que iniciativas de este tipo se
puedan ejecutar.
7.113.- Generadoras reducen sus ganancias y distribuidoras las elevan (Fuente: Estrategia, 15.04.14): Las empresas
del sector eléctrico (excluidas las transmisoras) anotaron en 2013 ganancias por US$2.120,5 millones, lo que representa
un incremento de 3,7% respecto del año previo, mientras que en el último trimestre del año pasado anotaron una
reducción de 13,3% en las utilidades. Los ingresos anuales, en tanto alcanzaron los US$19.956,2 millones, cifra 4,2%
menor a la registrada en 2012. El flujo de efectivo total del sector arrojó una cifra negativa de US$264,7 millones. Pero
en el ejercicio hubo ganadores y perdedores, y mientras para las generadoras 2013 fue un año en que los beneficios
cayeron 3,9%, mientras las ventas se replegaron 8,9% finalizando el ejercicio con un flujo de efectivo negativo por
US$558,2 millones, las cifras de las distribuidoras eléctricas fueron positivas. Estas últimas elevaron 18% sus resultados
anuales al totalizar US$833,8 millones, mientras sus ingresos se mantuvieron muy similares a 2012 con un avance de
1,1% al sumar US$9,951,4 millones, cerrando el ejercicio con un flujo de efectivo positivo por US$293,5 millones.
Endesa, Chilectra y Pehuenche lideraron el sector en resultados, mientras CGE, Endesa y AES Gener encabezaron los
ingresos del período.
7.114.- Hombre fuerte de Enel Green Power es el nuevo CEO de la matriz de Enersis (Fuente: Pulso, 15.04.14): El
gobierno italiano puso fin ayer al misterio y designó a los nuevos máximos ejecutivos de las grandes empresas públicas,
en un intento por darle nuevos aires a la gestión en estas compañías. Uno de los nombramientos más esperados era el del
reemplazante de Fulvio Conti, quien deja la titularidad de Enel, el holding que a través de Endesa (España) controla
Enersis y, mediante ésta, los activos eléctricos de la firma en Latam. El elegido por el gobierno italiano fue Francesco
Starace, quien se desempeñaba como consejero delegado (símil del cargo de CEO) de Enel Green Power (EGP), la filial
de energías renovables del grupo que desarrolla proyectos en distintos países, entre ellos Chile. Starace, quien ha
liderado EGP desde su creación en 2008, ha sido bien evaluado por su gestión en esta filial, además de ostentar
popularidad por su perfil ligado a este tipo de energías que, en su opinión, tendrán un papel esencial en los mix
energéticos. El nuevo consejero delegado de Enel viaja seguido a Chile, a monitorear los proyectos eólicos y de
geotermia que EGP desarrolla en Chile. Además, posee una buena red de contactos con sectores políticos, entre quienes
destaca el senador PPD Guido Girardi, quien ha viajado a Italia a conocer proyectos de EGP. El ejecutivo se impuso
frente a otros nombres que sumaban adhesiones, como el del CFO de Enel, Luigi Ferraris y el consejero delegado de
Endesa (España), Andrea Brentan, quien también cuenta con potentes nexos en Chile, siendo director de Enersis.
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Analistas europeos citados por Cinco Días coincidieron en que los relevos en las empresas italianas a consecuencia del
fin de los mandatos de tres años de sus máximos ejecutivos se han interpretado como una prueba de los planes de
renovación y reformas prometidos por el gobierno de Matteo Renzi. Uno de los dilemas que debió sortear el jefe del
gobierno italiano fue el contrapunto entre la petición de los fondos de inversión que tienen propiedad en las compañías
de buscar continuidad en las administraciones, con la opinión pública que exigía candidatos jóvenes y con ideas frescas,
respetando a la vez la paridad de género.
Rubén Sánchez Menares
Director Ejecutivo ACENOR A. G.
2235 7024 & 9824 5870
[email protected]
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