Las Trabas que Restan Energía al Sector Eléctrico

La falta de claridad sobre los derechos de agua, la no existencia de
estudios para explotar recursos geotérmicos y eólicos, el nuevo cálculo de
potencia firme y el cuestionado Artículo 99 bis, provocan el desinterés de
los actores del sector por invertir y diversificar la matriz energética de
nuestro país.

D espués de la incierta jornada que se vivió el martes 19 de febrero,
cuando dejaron de operar dos centrales de ciclo combinado, no cabe duda
que quedó en evidencia la precaria situación de abastecimiento del Sistema
Interconectado Central (SIC). De hecho, el corte que sufrió el suministro
de gas natural de GasAndes sólo fue un aviso de lo que puede ocurrir en un
par de años más, cuando la capacidad instalada del sistema no cubra en
100% la demanda de este, debido en parte, a la falta de inversión y a la
dependencia de centrales a gas natural, la que irá en aumento como
resultado del plan de obras que diseñó la Comisión Nacional de Energía
(CNE) para los próximos diez años.

Ante esto, operadores y fuentes del sector eléctrico advierten que existen
ciertas trabas o desincentivos que dificultan las inversiones y la
posibilidad de buscar nuevas alternativas de energía, que en definitiva,
signifiquen una diversificación eficaz de la matriz energética de nuestro
país y de paso, que garanticen el suministro de casi 90% de la población
del país. Al respecto, Francisco Aguirre, director de
electroconsultores.com, fue categórico al afirmar que "existen trabas
económicas, de investigación y de varios tipos, para garantizar el
desarrollo de nuevos proyectos, lo que perjudica la inversión de los
diferentes actores".

Pese a las críticas, la CNE afirmó que la política que lleva a cabo desde
el primer Gobierno de la Concertación ha provocado que el SIC no dependa
sólo de las centrales hídricas, carboneras o petroleras, sino que también
de generadoras de ciclo combinado, las que utilizan el gas natural
proveniente de Argentina. "Ahora existe un sistema mucho más
diversificado, existe gas, carbón, petróleo y agua, pero aún nos queda
avanzar en el proceso de diversificación. En energía, las cosas no se
hacen en un año o en dos; en energía, las cosas se piensan hoy para los
próximos 15 años", aseguró Vivianne Blanlot, secretaria ejecutiva de la
CNE.


"LOMOS DE TORO"


Sin embargo, el Instituto Libertad y Desarrollo (ILD) señaló a ESTRATEGIA
que pese a la política que implementó la autoridad, es primordial eliminar
las barreras medioambientales y económicas que existen para entrar en el
negocio de generación. "El conflicto que viven las generadoras con
diversos grupos ecologistas retrasan sus inversiones y en algunos casos
las postergan. Por ello, el Gobierno debe adoptar una decisión clara y
definitiva al respecto". En este sentido, la CNE informó que está
rediseñando la política relacionada con las centrales hidroeléctricas, con
el fin de hacer que esos proyectos sean amigables con su entorno.

Al respecto, Blanlot señaló que el Gobierno quiere estimular el estudio de
proyectos geotérmicos, eólicos y que se continúe con el desarrollo
hidroeléctrico, "con un desarrollo hídrico amigable. Por eso creemos que
necesita un rediseño, obviamente la hidroelectricidad no se puede
abandonar y de hecho, nuestra política es clara, estamos pensando en la
geotermia, energía eólica y analizando la hidroelectricidad".

Por su parte, un analista del sector fue categórico al afirmar que en
relación al tema geotérmico, no se han hecho estudios de ningún tipo
durante los últimos años. "Los únicos que existen los realizó la Corfo en
la década de los 60 en la zona del Tatio, mientras que en la zona central
no se han realizado más estudios ni análisis y las señales que ha dado la
CNE son muy vagas. Existe una Ley Geotérmica desde hace dos años, pero
sólo las mineras la han aprovechado para explotar recursos que están
asociados con el agua que de ahí se obtiene, más que con su potencial
energético", aseguró.

Al respecto, Aguirre agregó que el año pasado, una delegación proveniente
de Nueva Zelandia -país que produce 15% de su energía en base a centrales
geotérmicas- solicitó una reunión con la CNE para asesorar a Chile en
dicha materia, pero esta no los recibió.

Asimismo, otra de las trabas para el desarrollo de nuevos proyectos guarda
relación con la poca claridad que existe sobre los derechos de agua. En
este sentido, un operador del SIC señaló que esta situación desencadenó
una incertidumbre que no permite iniciar proyectos hidroeléctricos en la
actualidad. A su vez, el ILD indicó que el proyecto que modificará en
parte el actual Código de Aguas establece una patente por el no uso de los
derechos que tienen las generadoras, lo que irá en desmedro del sector.
"Todas las centrales necesitan de dicho permiso mucho antes de realizar
los estudios y ahora deberán pagar por éste, antes de saber si el proyecto
es rentable o no, lo que será un problema que generará menos oferta".


POTENCIA FIRME


Sin duda uno de los aspectos más importantes que ha retrasado las
inversiones relacionadas a proyectos hídricos tiene relación con el nuevo
cálculo de potencia firme que realizó la CNE. En este sentido, uno de los
mayores detractores ha sido Colbún, la segunda generadora del SIC,
controlada por la belga Tractebel y el grupo Matte.

Al respecto, Francisco Courbis, gerente general de la eléctrica, señaló a
ESTRATEGIA que el nuevo procedimiento de cálculo de potencia firme va en
la dirección de hacer que las centrales hidráulicas sean inviables
económicamente, incluso hace inviables los embalses. "Todo lo que sea
hidráulico lo castiga fuertemente, lo cual es una señal económica
adicional a las que ya ha dado, para privilegiar las centrales térmicas".

Por otro lado, Courbis aseguró que si las generadoras hicieran centrales
de características diferentes a las que tiene estipuladas la CNE en su
plan de obras, lo que ocurría es que las compañías desarrollarían
proyectos no rentables. "Está todo hecho para que las empresas se ajusten
a la política energética implementada por el Gobierno", aseguró.

Asimismo, Aguirre advirtió que el tema del cálculo de potencia firme no
puede estar cambiando día a día, "porque si la CNE, que es la encargada de
regular el tema, dice una cosa un día y tres o cuatro años después dice
otra, la señal que dio al inversionista con respecto a qué máquinas
instalar vuelve a ser equivocada".

Por último, otro de los obstáculos que ha dificultado el interés de las
generadoras en invertir en el sector se arrastra desde 1999, cuando se
modificó el Artículo 99 bis y se eliminó el concepto de fuerza mayor,
obligando a las compañías eléctricas a pagar compensaciones a todo evento.
De hecho, hay que destacar que el único proyecto que se desarrolla desde
aquella oportunidad es la Central Hidroeléctrica Ralco (570 MW), de
Endesa. Por ello, fuentes del sector hacen hincapié en que iniciativas
como Ralco son una prioridad para Chile en estos momentos, como también es
que se creen los estímulos necesarios para que se invierta en generación
utilizando recursos autóctonos.

Por su parte, ILD aseguró que eliminar el concepto de fuerza mayor fue un
grave error para el sector. Por ello, advirtió que para que las empresas
no tengan reparos en invertir en un sistema que resulta inseguro porque no
saben qué eventos serán considerados de fuerza mayor, el Gobierno debe
definir un criterio para establecer antes que sucedan ese tipo de hechos.
"Si el 19 de febrero se hubiesen producido cortes de suministro, habrían
tenido que responder las empresas y pagar compensaciones porque eso
implica la Ley".

Al respecto, Alejandro Jadresic, ex presidente de la Comisión Nacional de
Energía, explicó que la determinación de causa de fuerza mayor debe
hacerse caso a caso en función del problema específico, aunque eso no
impide que se pueda calificar en términos globales. "En general, la
interrupción del suministro de gas no debe ser considerada un motivo de
causa mayor que exime a la empresas eléctricas de pagar compensaciones a
sus clientes regulados si es que existen formas alternativas de proveer la
energía, aunque estas sean más caras", aseguró.


ALTERNATIVAS


Por otra parte, luego del corte que sufrió el suministro de gas de
GasAndes, una serie de alternativas energéticas han surgido para ampliar
el abanico de posibilidades de suministro, entre ellas, la geotérmica,
eólica e incluso la de centrales nucleares.

Sin embargo, para el desarrollo de centrales eólicas se requiere de zonas
en las que exista un viento permanente y de otra serie de análisis,
estudios que aún no se realizan. Además, la inversión que requiere este
tipo de iniciativas aún no resulta rentable. Pese a ello, hay que destacar
que Edelaysen, filial de Saesa, construyó en la XI Región una central
eólica con una capacidad de 2 MW, la que significó una inversión de US$
2,4 millones.

Una situación similar se observa en las centrales nucleares, las que
tienen un costo económico muy alto y una oposición muy fuerte entre los
grupos ambientalistas. "Es una fuente que tiene muchos detractores y estas
se han encarecido por razones de protección por el riesgo que existe en
caso de ocurrir un accidente. Existen una serie de controles y elementos
de seguridad que las hacen imposible de desarrollar económicamente",
advirtió un operador del sector.


© Diario ESTRATEGIA. Prohibida su reproducción 04 de marzo de 2002