“Hoy, 15 de enero, en un trabajo conjunto entre Enel Generación Chile SA y el Sindicato Nacional Interempresa de Ingenieros de Ejecución y Profesionales de Endesa, Filiales y Otras Empresas Relacionadas (SIEP), hemos alcanzado un acuerdo que puso fin, de forma inmediata, a la huelga legal que se inició el pasado martes 12 de enero a las 00:00hrs”, dijo la empresa.

“De esta manera, a contar de hoy, los trabajadores retoman sus labores, de forma normal, en la compañía”, añadió.

El complejo termoeléctrico Bocamina ubicado en la comuna de Coronel en la Octava región, y que se compone de las unidades 1 y 2, parte plan de decarbonización de la generadora que incluye el cierre gradual de dichas plantas.

De hecho el 31 de diciembre Enel Generación Chile conctretó s la desconexión y cese de operaciones de la Unidad 1 de Bocamina tras 50 años de operaciones.

De esta manera y luego del cierre de la Central Tarapacá, el 31 de diciembre de 2019, la compañía ha seguido avanzanzando en el proceso de descarbonización de su matriz de generación, adelantando en tres años el plazo comprometido para el término de la operación de esta unidad.

Así en mayo de 2022, con la desconexión de la segunda unidad de Bocamina, Enel Generación será la primera empresa eléctrica en terminar con la generación a carbón en Chile.

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El sábado pasado, la firma AES Gener solicitó a la Comisión Nacional de Energía (CNE) el retiro y cese de operaciones de las centrales Ventanas I y II,, ubicadas en la Región de Valparaíso. Estas generadoras funcionan desde 1964 y 1997, respectivamente.

Según se desprende en la misiva enviada a la CNE, AES Gener solicita dar paso al Estado de Reserva Estratégico (ERE) de las unidades Ventanas 1 (114 MW) y Ventanas II (208 MW), en el marco del plan de descarbonización que lleva adelante la compañía, controlada por la norteamericana AES Corp, lo que se produciría a contar de hoy en una de sus unidades. En tanto, el mencionado Estado de Reserva -que corresponde a un mecanismo que confiere seguridad al sistema en caso de emergencia- hizo posible adelantar el cierre de las centrales.

De todos modos, en el documento se explica que el cese definitivo de operaciones y retiro de ambas unidades se concretaría el 29 de diciembre de 2025, incluyéndose en dicho plazo los 60 meses que permanecerán en Estado de Reserva Estratégico, en caso de que se necesitaran dichas centrales de vuelta al sistema eléctrico nacional.

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En las actas de la reunión, remitidas a la SVS por la recién creada sociedad, consta que los trabajos en esta unidad hidroeléctrica, que tendrá una capacidad instalada de 150 MW y demandará una inversión de US$ 660 millones, tenían en ese momento un avance de 27,74%, menor al 27,84% que estaba previsto.

Asimismo, el ejecutivo informó que a inicios de febrero “se firmó con el contratista (Consorcio Ferrovial Agroman) un Memorando de Entendimiento sobre la base del cual se está buscando negociar un adelanto en la puesta en agua de las obras civiles” de la central.

Los Cóndores es el único proyecto en la cartera de Endesa que está en construcción en Chile, luego que la firma paralizó el desarrollo de la hidroeléctrica Neltume (490 MW), y desechó la termoeléctrica Punta Alcalde (750 MW).

Suben compras de GNL

El descalce entre las proyecciones de disponibilidad de agua para generación y el mayor uso del recurso en el Sistema Interconectado Central (SIC) llevó a la generadora a aumentar sus compras de gas natural licuado (GNL) en el mercado spot.

Esa fue otra de las informaciones que Dâ€Agnese entregó a la mesa de Enersis Chile. “La condición de deshielo entre enero y marzo de 2016 ha sido más seca que lo pronosticado por el CDEC-SIC y que lo proyectado por nuestro presupuesto (…) sumado a la indisponibilidad del parque térmico Bocamina, ha dado por resultado un uso intensivo de las reservas hídricas embalsadas”, dijo.

Añadió que para responder a esto aumentaron su generación con gas natural, incluso en la central Nueva Renca que le arriendan a AES Gener para maquilar el GNL hasta fines de abril. Para contar con hidrocarburo suficiente compraron un barco adicional de GNL en el mercado spot, gestionaron la adquisición de un segundo carguero y pidieron adelantar “un embarque bajo un contrato con British Gas”.

Cada carguero que Endesa habría comprado tiene una capacidad de 170 mil metros cúbicos de GNL, unos 100 millones de metros cúbicos de gas una vez regasificado, lo que le permite operar una central de ciclo combinado a plena capacidad por unos 30 días en cada caso.

“El escenario es favorable por la baja en el precio de los commodities que resulta en bajos costos de combustible y reducidos precios spot”, señaló Dâ€Agnesse al directorio de Enersis.

Respecto de las proyecciones que manejaba la firma para el próximo año. Sostuvo que la hidrología dependería de la evolución del denominado fenómeno El Niño en los meses de invierno, el que podría pasar a fase neutral o convertirse en La Niña (fase de sequía).

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Ahora, como segundo paso, Endesa comprará una parte del el carbón que consumirá a un grupo de productores locales.

Según una consulta ingresado al Servicio de Evaluación Ambiental, firmada por el gerente general de la generadora, Valter Moro, se explica que pretenden, “en el marco de su programa de Responsabilidad Social Empresarial (RSE)”, adquirir 1.000 toneladas de carbón mensuales a pequeños productores de las localidad de Curanilahue y Coronel. Algunas fuentes explican, de todos modos, que esto sería una pequeña parte de las necesidades de la unidad.

Para esto, Endesa firmó un acuerdo con la Asociación Gremial de Productores de Carbón de la Región del Biobío y sometió a pruebas el mineral para determinar si era utilizable en la central.

La firma consultó a la autoridad si esto debía contar con algún tipo de autorización ambiental. El monto de la operación no fue revelado.

También solicitó permiso para transportar por una sola vez 25.000 toneladas de carbón desde Penco a Coronel, las que están almacenadas en el puerto Cabo Froward, y tendrán como destino las canchas de acopio de la central.

El complejo Bocamina es una operación crítica para la generadora, pues la paralización entre diciembre de 2013 y julio de 2015 produjo un impacto por reducción de margen operacional por

US$ 370 millones, según informó la firma a la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS). Asimismo, la compañía debió realizar inversiones por unos US$ 100 millones en mejoras ambientales.

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A la postre, la decisión del abogado de la U. de Chile fue negativa, no acompañó a la minera a la Suprema y desestimó la tesis infraccional desarrollada por el gobierno de Sebastián Piñera para el proyecto.

Franz, con más de 25 años de experiencia, tiene postítulos en Derecho Internacional Ambiental, Ecología, Responsabilidad Civil Extracontractual y Análisis de Riesgos Ambientales y Sociales, obtenidos en Chile, Costa Rica y Estados Unidos, respectivamente. El superintendente ha desarrollado su actividad profesional a nivel nacional e internacional, tanto en el sector público como privado, destacando su paso por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), desempeñándose allí como Especialista Ambiental Senior en la sede del banco en Washington durante 6 años.

Con esa experiencia, el superintendente considera que el sector privado y el público deben ponerse a la altura del resto de los países de la OCDE, y anuncia que trabajarán en la elaboración de un programa nacional de cumplimiento que se actualizará todos los años.

“La idea es saber cómo está Chile en este ámbito tan relevante, sector por sector”, adelanta.

En octubre pasado, la Presidenta  Michelle Bachelet confirmó a Franz Thorud como superintendente del Medio Ambiente, tras un concurso público realizado a través del Sistema de Alta Dirección (ADP). De esta forma, y de acuerdo a la Ley del Sistema de ADP vigente, Franz desempeñará su cargo por los próximos tres años, pudiendo ser renovado su mandato hasta dos veces por igual periodo.

A pesar de aún no cumplir un año liderando la superintendencia, la labor del ‘sheriff†ambiental ha sido ardua, culminando el proceso sancionatorio contra Bocamina II  y levantando cargos contra AngloAmerican por El Soldado y Los Bronces. En el primer caso, el regulador aplicó una multa de $2.690 millones, y en el segundo impuso un pago de US$7,6 millones.

“En el caso de los Bronces ese proceso sigue vigente y esperamos tener pronto resultados”, explica Franz, quien a pesar de su reserva, tiene absolutamente claro que este proceso sancionatorio puede ser uno de los más complejos en su carrera como superintendente, no sólo por el levantamiento de información, sino por el peso de la compañía con matriz en Londres que podría ser multada.

Antes de aplicar una sanción, la SMA debe evaluar si las faltas son gravísimas, graves o leves, y determinar las sanciones sobre la base del daño o riesgo de daño en que incurrió el titular de una Resolución de Calificación Ambiental.

¿Cuál es la evaluación que hace de la labor que ha efectuado la Superintendencia del Medio Ambiente durante este año?

Estamos en el camino trazado. Nosotros anunciamos como metas institucionales la consolidación de la institución, descentralizarla, abrir 15 oficinas en 2018. Este año tenemos la oportunidad de negociar nuevos presupuestos para la apertura de tres nuevas oficinas en Atacama, Valparaíso y Bio bio.

¿Cuáles son los sectores productivos a han levantado más cargos por infracciones a la ley de medio ambiente?

Nuestra actividad fiscalizadora, este año, se concentró mayoritariamente en el sector minero, con el 30% de las actividades de fiscalización. En segundo lugar está el sector energía, con un 20%. Compartiendo el segundo lugar está saneamiento ambiental y luego la torta se distribuye en el resto de las actividades económicas. Pesca y acuicultura es un sector que creció en relación al año anterior.

¿A qué se debe ese mayor foco en pesca y acuicultura?

Porque presenta un importante número de denuncias y organismos públicos como es el Servicio nacional de Pesca (Sernapesca). El trabajo con ellos nos ha permitido poner al día el pasivo de denuncias ambientales que había con el sector acuícola.

Ahora nos podemos poner al día con ese sector que estaba desatendido. Recordemos que la salmonicultura tiene un tercio de las Resoluciones de Calificación Ambiental vigentes en Chile: en salmonicultura hay alrededor de 4.500.

En la minería tuvieron una labor extensa este año. La SMA levantó cargos contra Anglo American por Los Bronces y calificó las infracciones como graves. ¿Cómo han sido esos procesos?

El procedimiento sancionatorio de Los Bronces está en curso, este es un asunto que partió hace un tiempo y es fruto de dos actividades de fiscalización (2013-2014) y dio lugar a la formulación de cargos. Si se configura daño ambiental en Los Bronces no tenemos otra opción que denunciarlos al Consejo de Defensa del Estado, para que éste ejerza las acciones legales pertinentes.

¿La superintendencia puede revocar el permiso ambiental de Los Bronces?

Nosotros podemos revocar la RCA en caso de infracciones graves y gravísimas. El catálogo de sanciones nos autoriza desde la revocación del permiso ambiental hasta la aplicación de multas.

La SMA aplicó una multa a Endesa por incumplimientos en la central Bocamina, en faltas que se relacionan principalmente a incumplimientos de las condiciones, normas y medidas establecidas en su Resolución de Calificación Ambiental.

Creo que fue un procedimiento llevado con mucha responsabilidad, se agotaron todas las diligencias para configurar lo que ocurrió y nuestra sanción nos dejó muy cómodos. Ese proceso fue reclamado, los alegatos ya se realizaron y dimos nuestras conclusiones.

Con Bocamina se dijo que no hay una definición clara sobre fragmentación de proyectos. ¿Qué piensa sobre esos cuestionamientos?

Yo creo que hay una definición adecuada del fraccionamiento de proyectos, que se entiende cuanto un titular lo divide para eludir su ingreso a tramitación ambiental o bien cuándo se altera el tipo de instrumento. Por ejemplo, cuando desagrega el proyecto para ir sólo con una declaración y no con un Estudio de Impacto Ambiental (EIA). Esa definición es clara y suficiente.

Cuando a un proyecto se le hacen cambios se debe ingresar una solicitud de pertinencia al SEA. ¿Ustedes están coordinados para estar al tanto de estos cambios?

El alcance de nuestra fiscalización está dada por el concepto de instalación o establecimiento. En ese sentido, cuando planificamos una fiscalización revisamos todo el expediente de ese proyecto, o sea, todo el conjunto de documentos presentados. Para entender bien: hay proyectos con 50 permisos ambientales… Miramos todo eso, lo metemos en la juguera y analizamos la instalación en su totalidad.

La superintendencia, al pasar una multa, debe considerar la capacidad de pago del infractor. Sin embargo, hay proyectos con multiruts u operaciones divididas, ¿qué criterios usan en esos casos?

Yo creo que el criterio que hemos utilizado es el adecuado, porque cuando analizamos la capacidad de pago vemos la realidad societaria de una compañía. Por ejemplo, sólo a modo de ejemplo, si una división de Anglo American comete una falta yo tomaré en cuenta que es la empresa Anglo American, y no que es Los Bronces u otra. Sin ir más lejos, en el caso de Bocamina su capacidad económica era baja porque estaba paralizada hace un año, entonces, no podríamos haberle aplicado una multa de US$8 millones. De esta manera aplicamos la multa de Bocamina a la empresa Endesa, entendiendo que hay una empresa atrás.

Todos los abogados especialistas en medio ambiente están esperando la determinación de la Corte Suprema sobre la multa a Pascua Lama para saber si las sanciones monetarias se pueden agrupar o no. ¿Mientras tanto, qué criterio aplican la Superintendencia del Medio Ambiente?

Para mí es una infracción una multa; esto mientras la Corte Suprema no diga lo contrario. Por eso en todas las resoluciones que hemos dictado en este tiempo hemos usado esa fórmula: no existen las agrupaciones de faltas.

Pero si se la Corte Suprema respaldara esa fórmula, ¿la multa de US$16 millones a Pascua Lama aumentaría exponencialmente?

Puede ser.

A las empresas le preocupa la caducidad de las RCA. ¿Qué rol cumplirán ustedes, dialogarán con el titular, escucharán al Servicio de Evaluación Ambiental o comenzarán a anular permisos ambientales a discreción?

El Servicio de Evaluación Ambiental es la primera ventanilla de análisis. Ellos nos harán un requerimiento si notan que una empresa que entrega información sobre sus proyectos sea insuficiente, le merezca duda o existan reparos. Ahí no actuamos de oficio.

También hay un instructivo que habla de las hipótesis de inactividad. Si una empresa ha realizado gestiones como la solicitud de un permiso, eso será visto como una gestión útil para gestar un negocio y ahí no habría caducidad.

Llamó la atención la intervención de la SMA en el autódromo de Codegua, por cuanto siempre se piensa que ustedes están en minería o energía.

El proyecto de Codegua tiene una RCA en situación de incumplimiento importante y producto de eso pone en riesgo la salud de la población de Mostazal y Codegua. Nos pareció que era una solicitud de la comunidad al respecto. Yo no quiero que la gente piense que sólo fiscalizaremos sólo mega proyectos, por eso a nadie debería llamarle la atención que fiscalicemos otro tipo de proyectos como este autódromo

Y ahora volvieron los proyectos inmobiliarios…

Esos proyectos que volvieron a ingresar también formarán parte de nuestra carpeta de fiscalización y lo haremos con el mismo rigor que un proyecto grande.

En el proyecto de ley de ENAP se dice que ellos tendrán mayor facilidad para gestionar proyectos ambientales ante el SEA. Desde la otra vereda, ¿usted cree que las empresas públicas deben tener un trato diferente por parte de la institucionalidad ambiental?

Ninguna. Al momento de las sanciones yo no diferencio entre empresas públicas o privadas. En el caso del derrame de ENAP nosotros no sancionamos porque la ley no lo permite, ya que el trasvase de petróleo no cuenta con una RCA. Si hubiera existido ten la seguridad que nosotros hubiéramos sido los primeros en sancionar a ENAP. En general no hacemos diferencias. Sin ir más lejos este año multamos al MOP por $1.000 millones por el incumplimiento de una carretera en la IV Región.

En la Reforma Tributaria ustedes tienen un papel clave en la cuantificación de los impuestos verdes, ¿cómo será su rol?

Para determinar el monto del impuesto hay que determinar el monto de las emisiones o la cantidad. Nosotros somos los responsables de entregar al Ministerio de Hacienda y al Servicio de Impuestos Internos el dato acumulado anual de emisiones de CO2 emitidas a la atmósfera.

¿Pero cuál será la modalidad para las empresas, por ejemplo, para las centrales termoeléctricas?

Se hará con los mismos registros que se toman en la boca de la chimenea con los equipos de control y monitoreo continuos de emisiones (CEMS). Estos están instalados en todas las termoeléctricas del país.

Estos mismos CEMS servirán para controlar el cumplimiento de la norma de fundiciones. Esos reportes nos llegan a nosotros.

En cuanto a la reforma, nosotros estamos preparados para entregar los caudales de emisión que se requiera. Ahora, probablemente podemos firmar un convenio con Impuestos Internos.

Se ha dicho del rol de la Superintendencia del Medio Ambiente: promover el cumplimiento o bien el garrote.

Es una moneda de dos caras: debemos ser capaces de promover la auto denuncia y del uso de programas de cumplimiento. Hemos realizado talleres de asistencia de cumplimiento.

La gente de la Sociedad Nacional de Minería y la Asociación de Generadoras, entre otros, nos ha pedido talleres, por eso hay diferentes fórmulas. Pero eso no quiere decir que renunciaremos a nuestra principal labor que es fiscalizar y sancionar, no hay mejor disuasivo que una sanción y una fiscalización. No tenemos complejos ni pudores en aplicar multas altas cuando corresponda.

¿Considera que han sido muy exigentes?

Hay imposiciones a los actores del mercado. En el caso de la OCDE, éste organismo nos impone estándares para estar a la altura de ese desafío.

Se están elaborando estadísticas de cumplimiento y se realizan indicadores para saber cómo estamos, realizando todas las estadísticas que tenemos que hacer. También estamos realizando un muestreo de qué sectores tienen las mejores cifras de cumplimiento y cuál es el estándar en Chile.

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No obstante, y luego de una serie de judicializaciones de proyectos y la implementación de un reglamento como el RSEIA mucho más estricto, el sistema ha estado en tela de juicio; no por sus objetivos, sino que frente a la serie de problemas que se han evidenciado en el desarrollo del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA).

Frente a esto, el gobierno prepara una comisión ad hoc para estudiar cambios al Servicio de Evaluación Ambiental y, eventualmente, introducir modificaciones al instrumento de gestión ambiental que administra.

La comisión -cuyos integrantes se mantienen en reserva- buscará cuatro objetivos: agilizar el sistema, objetivizar impactos ambientales, disminuir el tiempo implementado por cada servicio para pronunciarse en la tramitación y tal vez el más importante: resolver las solicitudes de pertinencia del SEIA, trámite utilizado cuando las empresas quieren introducir cambios a sus proyectos existentes y que han motivado conflictos como el de Bocamina II, Codelco con Ventanas y Enap con su termoeléctrica en la Región de Valparaíso.

La principal crítica a las pertinencias en el sector privado pasa porque frente a cualquier modificación en un proyecto, la empresa debe realizar este trámite y pedir el pronunciamiento del gobierno.

“Modificar las pertinencias es clave ya que se debe entender que los proyectos siempre requieren modificaciones, son dinámicos y en muchos casos existen modificaciones mínimas que no justifican ingresar un nuevo proyecto. Además, se debe considerar que este procedimiento puede ser muy extenso. Otro elemento que se debe regular sí o sí son las compensaciones a las comunidades”, afirma Fernando Molina Matta, socio del estudio Cubillos Evans.

Un ejemplo claro de demora en la consulta de pertinencia es el proyecto termoeléctrico de ENAP en Concón, donde la solicitud fue ingresada en septiembre de 2013 y aún no es resuelta.

“El tema de las pertinencias debe contar con un marco conocido por todos, tener una regulación uniforme con sus efectos y consecuencias conocidas por todos. Además es importante que las pertinencias sean transparentes y se conozca cada paso al igual que la tramitación de proyectos en el sistema”, expresa la socia del estudio jurídico Eelaw, Paulina Riquelme.

Según un dictamen de Contraloría, las pertinencias no pueden cambiar la naturaleza del permiso ambiental del proyecto, y el SEA sólo debe expresar si corresponde o no el ingreso de una modificación a una iniciativa. Adicionalmente, el instructivo vigente sostiene que esta consulta sólo será válida si se realiza antes de ejecutar la mejora o la actualización, nunca después.

Despolitizar

Previo a la conformación de una comisión evaluadora, los expertos sostienen que un buen comienzo pasa por asegurar el componente técnico del SEA.

“Lo primero es la despolitización orgánica de la calificación ambiental, en el sentido de eliminar las instancias políticas de la calificación ambiental de proyectos. Las instancias políticas ya no se justifican dado el desarrollo de otros instrumentos de gestión ambiental”, sostiene el ex subsecretario de Medio Ambiente, Ricardo Irarrázabal.

Otro elemento que puede ser discutido se centra en la votación final de la tramitación, donde a nivel regional se define la luz verde al proyecto acogiendo o no el informe final del SEA denominado ICE.

“Si bien la Ley 20.417 estableció que el ICE (Informe Consolidado de Evaluación) es vinculante para la Comisión de Evaluación en aquellos aspectos normados, no es menos cierto que en muchísimos casos, los proyectos se juegan su aprobación en justamente aquellos aspectos no normados”, expresa Jorge García Nielsen, abogado Jefe Área Medio Ambiente en Araya y Cía.

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Según datos del CDEC-SIC -organismo que coordina la operación de las eléctricas- el costo marginal -que es lo que se transa en el día y refleja lo que pagan las empresas a las generadoras- registró un promedio de US$ 169,4 por MWh en junio, nivel 30%, o US$ 73 menor, que los US$ 242,7 por MWh que se registraron en igual mes de 2013.

El nivel en junio del año pasado fue el más alto para ese mes desde 2007, cuando el costo marginal promedio marcó US$ 251,6 por MWh en el mes.

La gerenta general de la consultora Energética, María Isabel González, explicó que la caída en el costo marginal durante junio, respecto a igual mes del año anterior, respondió básicamente a la mayor disponibilidad de agua. Opinión que compartió Francisco Aguirre, de Electroconsultores, quien señaló que “la principal explicación para esta baja (en los costos marginales) tiene que ver con el agua, que es más barata para la generación”.

Lo anterior se ve reflejado en el aporte en generación que registró la hidroelectricidad. Durante junio de 2013 esta aportó el 31% de la generación. Mientras que en igual mes de este año, dicho dígito subió a 38%. La energía térmica, en tanto, contribuyó con el 59,4% de la oferta en junio de este año, mientras que la eólica y solar lo hicieron en 1,78% y 0,53%, respectivamente.

Frente al mayor peso que ha alcanzado la hidroelectricidad por el aumento de las lluvias, González señaló que aún es muy temprano para hacer proyecciones y decir que es el fin de cuatro años secos; sin embargo, reconoció que ya hay “señales claras” de que la situación de sequía puede cambiar.

El factor Bocamina

Según Aguirre, si la central Bocamina I hubiera estado operando con normalidad, los costos marginales podrían haber sido más bajos.

“Las plantas hidroeléctricas como Angostura tienen un costo variable cero, por lo tanto son máquinas más eficientes. Después vienen las carboneras, cuyos costos de producción, como es el caso de Bocamina, son cercanos a los US$ 40/MWh. O sea, si tuviéramos muchas plantas carboneras, el costo marginal estaría en 40/MWh, pero como no son suficientes y como Bocamina no está, tienen que entrar unidades más caras”, indicó.

Agregó que a las generadoras en base a carbón le siguen las de GNL, donde los costos rondan entre los US$ 80 MWh a US$ 150 MWh (según ciclo). Al GNL le siguen generadoras menos eficientes, con costos por alrededor de US$ 200/MWh.

Con todo, Aguirre señaló que es bastante probable que en los próximos dos meses sigan evidenciándose menores costos marginales, pero señaló que es algo normal en época de invierno.

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Y es que a este escenario se sumará un nuevo factor que presionará al sistema: la salida de otra unidad carbonera en el tercer trimestre.

Joaquín Galindo, gerente general de Endesa, dijo que en octubre la compañía detendrá por dos meses la operación de la central Bocamina I (128 megawatts de capacidad instalada), con lo que -en caso de no resolverse la situación judicial que afecta a la segunda unidad- dejaría fuera del sistema unos 500 MW de generación eficiente a base de carbón.

“Tenemos proyectada una revisión por mantenimiento programada en octubre y aprovecharemos esa parada para conectar las nuevas instalaciones. Son 60 días”, detalló Galindo.

El ejecutivo señaló que durante ese período, la compañía también realizará las adecuaciones necesarias para que la primera unidad del complejo ubicado en Coronel -que data de los años 60- cumpla con la norma de emisiones para centrales termoeléctricas.

“Las modificaciones son aquellas que se están llevando a cabo para cumplir la normativa de las emisiones termoeléctricas de junio de 2011 y que tienen que entrar en operación en 2016. Evidentemente, son inversiones muy importantes que se están haciendo y que requerirán algún tipo de tiempo para conectar las instalaciones existentes con las nuevas”, advirtió.

Mayor costo

La central Bocamina II (350 MW) está paralizada por recursos judiciales desde mediados de diciembre de 2012, lo que ha provocado un sobrecosto para el sistema (por la mayor utilización de diésel para generación) que alcanza a los US$ 120 millones, señalan fuentes.

Al respecto, Galindo indicó que “evidentemente, una generación barata, con un costo variable barato como es el de Bocamina II, incide directamente en los costos marginales del sistema, tan elevados como los que estamos teniendo en los últimos meses”.

Según datos del CDEC-SIC, el costo marginal promedia US$ 150,5 por MW/h en lo que va del año, una baja de 5,1% respecto del mismo período de 2013, cuando se ubicó en US$ 158,6 por MW/h.

Fallo judicial

La semana pasada, la Tercera Sala de la Corte de Apelaciones de Concepción dejó en acuerdo el fallo de los recursos presentados por pescadores y comunidades en contra de la operación de la central, a la que acusan de daño ambiental y a la salud de las personas.

El fallo del tribunal de alzada se daría a conocer en las próximas semanas.

“El fallo está en acuerdo desde la semana pasada, y esperamos que se resuelva lo antes posible. Confiamos en la institucionalidad de este país, y ojalá que la resolución de los jueces soporte aquello de lo que estamos totalmente convencidos: que no hemos hecho daño al medioambiente ni a la salud de las personas. Y queremos que la resolución vaya en esa línea”, comentó Galindo.

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La primera actividad que realizó la autoridad fue reunirse en Concepción con el intendente, gobernadores y seremis, quienes le plantearon a la autoridad ministerial las diversas problemáticas que afectan a la zona en esta área.

Tras la reunión, el ministro Pacheco comentó que “vamos a intentar hacer lo que la Presidenta nos ha solicitado y es construir una agenda de energía que sea presentada dentro de los 100 días de Gobierno y hacerlo desde las regiones con ellas, con el diálogo y la participación social que se requiere”.

Asimismo Pacheco afirmó que los esfuerzos de eficiencia energética deben involucrarse a toda la sociedad, indicando que “todos debemos hacer un esfuerzo siendo más cuidados en el uso de la energía, incluido el sector industrial y entidades del Estado como ministerios y las fuerzas armadas”.

Luego el ministro visitó el Terminal Muelle San Vicente y la Refinería de Enap, en calidad de Presidente de su Directorio.

Prosiguen reuniones

Este viernes el ministro tendrá una reunión con los rectores de las universidades de Concepción y del Biobío, para luego participar en un encuentro con diversas organizaciones de la zona, tal como el que realizó en Magallanes hace unas semanas.

Enseguida se dirigirá a la comuna de Coronel, en la cual se reunirá con diferentes agrupaciones.

Finalmente visitará la Central Bocamina II de Endesa ubicada en esa comuna, la cual se encuentra paralizada desde diciembre de 2013 por orden de la Corte de Apelaciones de Concepción, tras acoger un recurso de recuperación presentado por las algueras y pescadores artesanales de Caleta Lo Rojas. La Superintendencia del Medio Ambiente constató que la generadora no cuenta con una resolución de calificación ambiental.

Al respecto el ministro adelantó que no se iba a involucrar, ya que es una decisión que está en manos de la justicia, siendo lo más importante que las instituciones funcionen.  

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La paralización de la unidad, iniciada a comienzos de año, ya ha generado un sobrecosto para el Sistema Interconectado Central (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.

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