En el tercer trimestre de este año, la agenda energética del Gobierno se jugará gran parte de su futuro en el Congreso. Hacia fines de año comenzarán a discutirse las modificaciones legales que sustentan la carta de navegación propuesta por la Presidenta Michelle Bachelet para evitar, entre otras cosas, que las tarifas de la luz se disparen.

Si bien el ministro de Energía, Máximo Pacheco, ya cuenta con un cronograma para la tramitación de las once iniciativas legales de la agenda, las empresas eléctricas  han manifestado al gobierno sus prioridades y las normas que urge tratar.

Modificaciones al marco legal para las licitaciones de suministro de electricidad para clientes regulados, cambios a los sistemas de transmisión eléctrica y promoción del desarrollo local asociado a proyectos energéticos (para disminuir la judicialización), son vistas como las áreas donde la industria podría sacar más brillo.

Para las empresas el tema de las licitaciones es prioritario: lograr mayor certeza para invertir a largo plazo es la clave para que estos procesos de compra terminen de manera exitosa.

“Si no se trabaja en mejorar esa certidumbre es inevitable que eso se traducirá en los precios que se pedirán. Acá la agenda quiere bajar en un 20% la tarifa, por eso es fundamental que se trabaje legislativamente sobre ese punto”, dice René Muga, vicepresidente de la Asociación Gremial de Generadoras de Chile.

Otro elemento que las empresas miran con buenos ojos sería alargar el período de 3 años de anticipación al inicio de suministro para presentar ofertas, de modo de dar más tiempo para que se puedan desarrollar nuevos proyectos de generación.

“Creo que es importante que se piense rápido en este tipo de proyectos para que desde los procesos posteriores a 2017 exista un efecto en las licitaciones”, expresa Muga.

Otra visión pasa por generar equilibrio en los incentivos para reducir las barreras de entrada a nuevos actores, sin discriminación entre fuentes de generación convencional o renovable, pero introduciendo garantías eficaces para asegurar la ejecución de los proyectos y el suministro a partir de la fecha comprometida, aún cuando no se hubiere terminado la construcción de las centrales de respaldo de ese suministro. 

“Para ello es clave innovar en mecanismos que hagan ‘bancables’ los proyectos, despejar incertidumbres regulatorias en cuanto al suministro a clientes sin contrato y desarrollar mecanismos de estabilización de precios para reducir la exposición al costo marginal de los generadores que contraten con los distribuidores”, recomienda Eduardo Escalona, abogado experto del estudio Philippi.

Desde la óptica de la transmisión, las empresas también esperan una rápida tramitación de las modificaciones al marco legal de los sistemas de transmisión eléctrica, lo cual está previsto para el segundo trimestre de 2015.

Uno de los puntos relevantes que se proyectan dentro de la revisión del marco regulatorio es la planificación a largo plazo, que permita el diseño de los sistemas con holguras y líneas transversales para facilitar el desarrollo de polos de generación.

“El fortalecimiento de la transmisión es una de las grandes prioridades, esto podría implicar una reforma a la ley corta II”, comenta el director ejecutivo de Empresas Eléctricas AG, Rodrigo Castillo.

Otro elemento en que las empresas esperan cambios rápidos pasaría por la tarificación. Según el socio de Synex, Sebastián Bernstein, un elemento que podría evaluarse sería la simplificación del régimen de tarificación de la subtransmisión y precisión sobre el régimen de expansión de dichos sistemas cuando se conecten cargas y generadores nuevos.

El tercer aspecto legal que las empresas esperan priorizar en el Congreso es el relacionado a la certeza territorial, ligado a incentivos de promoción del desarrollo local asociado a proyectos energéticos.

“Si se trata de certeza para el desarrollo de los proyectos, que se legisle sobre aspectos territoriales es fundamental. De esta manera se puede lograr una mejor sintonía con las comunidades, lo cual permitiría que los proyectos se concreten”, puntualiza Rodrigo Castillo.

Uno de los ejes de la agenda de energía lanzada por el gobierno a mediados de mayo es lograr las condiciones para incorporar de manera acelerada las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) a la matriz de generación.

Según estimaciones del Centro de Energías Renovables (CER) -ente que depende del Ministerio de Energía-, el ritmo de incorporación de proyectos de energía en base a ERNC permitiría que a fines de 2014 la capacidad instalada en los principales sistemas eléctricos del país, los interconectados Central y del Norte Grande (SIC y SING) se duplique con la incorporación de principalmente proyectos eólicos y solares.

“Considerando lo ingresado a los sistemas en el último mes, en lo que va de 2014 se han incorporado a la red un total de 474 MW, cifra cercana al doble de lo interconectado en todo 2013. Sobre la base de las centrales actualmente en construcción, se espera finalizar el año con una cifra cercana a los 
2.000 MW instalados”, señala el documento.

A mayo, la capacidad instalada en ambos sistemas era de 1.589 MW. A comienzos de junio se puso en marcha el proyecto “Amanecer solar” -de CAP y Sun Edison- que sumó otros 100 MW a la capacidad del SIC.

De concretarse las proyecciones del gobierno, a fines de este año las renovables representarán poco más del 10% de la capacidad instalada en el SIC y SING, que totaliza unos 19.000 megawatts.

Participación


La incorporación de las renovables no convencionales sigue dominada por el desarrollo de la energía eólica.

Según el CER, actualmente el 36% de la potencia instalada, unos 572 MW, es aportada por esta fuente energética.

Le siguen las unidades que utilizan la biomasa como combustible -principalmente ligadas las empresas forestales como Celulosa Arauco y CMPC- con el 29% de participación (461 MW); mini hidráulicas (21% y 337 MW), solares (11% y 176,4 MW) y biogás (2,7% y 43 MW).

En el futuro, y debido a la masiva incorporación de proyectos en diversas tecnologías, esta ecuación podría cambiar. Según datos del gobierno, hay cerca de 9.900 MW en proyectos solares -fotovoltaicos y de concentración- con aprobación ambiental o en evaluación, mientras que en el caso de la eólica estos suman otros 6.000 MW adicionales.

“Considerando tanto los proyectos aprobados como los que aún se encuentran en calificación (en todas las tecnologías), la cartera alcanza un total de 16.623 MW”, dice el informe del CER correspondiente a mayo.

Respecto del aporte en energía entregada al sistema, entre enero y abril las renovables acumulan una inyección de 1.696 MW (7,45% del total), de los cuales casi la mitad fue aportado por las unidades de biomasa que actualmente operan en del SIC.

Pese al optimismo, la incorporación de las ERNC al sistema no estára exenta de dificultades. Un estudio elaborado por el CDEC-SIC (organismo que coordina la operación de las eléctricas entre Taltal y Chiloé), en los próximos años -y dadas las restricciones en transmisión, que sólo se solucionarían hacia fines de la década, con la culminación de los proyectos de expansión del sistema troncal al norte de Santiago- el SIC norte sólo podría soportar la incorporación del 50% de los 2.000 MW de capacidad que se proyecta podrían ingresar hasta 2018.

“A partir de 2015, y con la instalación de un sistema de control de desconexión de generación, se estima que la máxima inyección simultánea de generación eólica y fotovoltaica en la zona norte del SIC es del orden de 1.100 MW”, dijo el organismo.