Según el alcalde de La Ligua, Rodrigo Sánchez, como municipio han hecho oposición a las solicitudes de Imelsa de instalar un proyecto termoelétrico en la zona, mientras que en el caso de la minera, la casa consistorial ya ha rechazado dos veces la solicitud de emplazamiento al medio de la ciudad.

El jefe comunal incluso acusó un posible conflicto de interés ante el proyecto termoeléctrico, ya que según el líder comunal, el abogado defensor de Imelsa hoy en día tiene un cargo en el Ministerio de Medio Ambiente, lo que genera preocupación ante una eventual aprobación de este proyecto.

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Sánchez catalogó aquellos proyectos como nefastos para la comuna, porque se relaciona a otros problemas medioambientales, como el de un muelle en la comuna de Quintero que tiene como objetivo remover el sedimento contaminado en el mar y trasladarlo 6 millas náuticas al interior, nuevamente al océano; proceso que provocaría el arrastre de las sustancias contaminantes hacia el norte de La Ligua.

Además, indicó que declarar como Reserva Natural Municipal al Parque Urbano comunal es una estrategia en defensa del territorio, anunciando que se está trabajando en implementar una consulta ciudadana en la comuna para expresar la opinión de las personas ante estos eventos.

Según información de la misma casa consistorial, la figura de “Reserva Natural Municipal” corresponde a un instrumento de protección para áreas de alto valor medioambiental, que implica mejorar el estado de conservación de la biodiversidad del sitio y una apropiación comunal, entregando un bien público para las comunidades locales.

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El proyecto Luz de Atacama, que se ubica a 25 kilómetros al norte de Caldera, según fuentes de la industria, ingresará a trámite ambiental en marzo, una vez que termine los acercamientos con la comunidad, trabajo que se está realizando hoy.

La iniciativa demandará inversiones por unos US$ 4.200 millones y es liderado por el fondo de inversiones South Andes Capital, ligado a los empresarios Francisco Gutiérrez y Pedro Iriberry, y en el participan como asesores técnicos un grupo de ex ejecutivos de AES Gener, entre ellos Dereck Martin, ex gerente de proyecto de AES Gener; Rodrigo Quinteros y Pedro Navarrete.

La iniciativa, que contempla la construcción de tres unidades de generación en base a carbón, bajo la denominada tecnología supercrítica (dos de 375 MW de capacidad y una tercera de 600 MW), la instalación de un puerto para la carga y descarga de carbón y también una planta desaladora, será tramitada como un proyecto integral, señalan las fuentes. Es decir, la evaluación ambiental de toda la iniciativa se hará de una vez, para evitar los cuestionamientos que han recibido otras centrales carboneras, como Castilla, la que había tramitado por separado las unidades de generación de otro tipo de instalaciones, como el puerto.

Las fuentes señalan que, en este caso, la idea de ingresar un estudio ambiental que incluya todas las obras a realizar es que se evalúe el impacto completo del proyecto.

Si el Estudio de Impacto Ambiental es admitido a tramitación en el SEIA, la firma estará en condiciones de participar de las licitaciones de suministro eléctrico para clientes regulados que el gobierno realizará en 2016 y 2018.

Complementarios

Las instalaciones que contempla el proyecto, que se espera se construirá por partes en un periodo de ocho años, serán complementarias. En el caso de la planta desaladora, ésta tendrá una capacidad de 700 litros por segundo, la que aparte de entregar agua para la central, también produciría insumos para la minería y la agricultura.

“La desaladora operará en combinación con la central, permitiendo a Luz de Atacama cogenerar energía eléctrica y agua, alcanzando una alta eficiencia en el uso del carbón en la porción de vapor reutilizado, y regular con alta eficiencia la energía generada por la central con la de plantas de energía solar o eólica, permitiendo un desarrollo armónico de las distintas tecnologías”, explica un conocedor de la iniciativa.

La firma se encuentra trabajando en un plan para lograr un mayor acercamiento con la comunidad, el que incluye la generación de empleos en la zona durante todo el periodo de construcción -para lo cual una de las alternativas sería ofrecer capacitaciones-, aunque aún no se define qué porcentaje de los trabajadores que participen de la construcción serán locales, dicen las fuentes.

Proyectos con problemas

Varias son las centrales carboneras que se han proyectado instalar en las regiones de Atacama y Coquimbo, pero ninguna de ellas ha logrado llegar a construirse en los últimos años.

En 2011, y pese a tener los permisos ambientales en regla y su Resolución de Calificación Ambiental, el ex presidente Piñera telefoneó a los máximos ejecutivos del grupo Suez (hoy Engie) para pedir el cambio de ubicación de la central Barrancones, antes las protestas ciudadanas. Ante la imposibilidad de cambiar el lugar donde se ubicaría, la firma terminó por desistir de la iniciativa. En 2011, CAP desistió de llevar adelante la construcción de la central carbonera Cruz Grande (300 MW), señalando que se concentraría en el negocio de la minería del hierro. La central se ubicaba a 30 km de Punta de Choros. Más tarde, la Corte Suprema revocó la RCA al proyecto Castilla (2.100 MW), mientras que Endesa desistió el año pasado de Punta Alcalde.

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La entidad destacó además que la generación bruta del mes de septiembre alcanzó 1.583,32 GWh, con una desviación del 1,6% con respecto al programa diario emitido por su Dirección de Operaciones.

El CDEC SING detalló que la generación bruta alcanzada en septiembre fue producida, según tipo de combustible, con carbón un 78,65% y con gas natural un 15,25%.

El restante fue proporcionado por unidades que utilizan combustibles derivados del petróleo con el 1,23%, cogeneración un 0,71%, energía hídrica con un 0,45% y energía eólica y solar con un 3,71%.

Revisa los principales hitos de la operación del SING durante septiembre en el informe del CDEC SING.

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[Revisa los principales indicadores de operación del SIC en julio 2015]

Junto a lo anterior, destacó que en dicho mes la producción bruta de energía creció en un 1,89%.

De la energía producida en julio, un 57% correspondió a termoelectricidad; un 38,39% a hidráulica; un 3,29% a eólica, y un 1,32% solar.

Junto a lo anterior, el CDEC SIC destacó que durante julio se entregaron a explotación la planta solar PV Salvador (69 MW) y la termoeléctrica Los Guindos (139 MW).

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Por esto, la firma controlada por la estadounidense AES Corp decidió renegociar algunos de los contratos de su filial Norgener para traspasar esos mayores costos a esos clientes.

“La firma decidió renegociar sus contratos más antiguos con mineras, los que expiraban a fines de 2015 y principios de 2016, introduciendo cláusulas para traspasar el sobrecosto a los clientes cada vez que éste se produzca, y que se vea reflejado en el precio de los contratos”, dijo AES Gener.

Según informó en el análisis razonado de sus resultados 2014, sus ganancias brutas en el SING bajaron 34% a causa de estos mayores costos y el menor precio promedio de sus contratos, obligándola a realizar mayores compras de energía y potencia, aunque parte de esto fue compensado por una mayor demanda y ventas en el mercado spot de su filial eléctrica Angamos.

La renegociación le permitiría, en el futuro, mejorar su performance financiera en el norte grande, mejorando de paso sus ganancias.

El resto de las eléctricas estaría en una situación similar, aunque aún no habrían logrado renegociar acuerdos con sus clientes y estarían asumiéndolos de forma íntegra.

Consultados E-CL, filial de GDF Suez, y Endesa, presente en la zona a través de las centrales Celta y GasAtacama, declinaron comentar. Endesa está en arbitraje con el principal cliente de Celta, la minera Collahuasi, por el costo de adaptación a la norma de emisión para termoeléctricas.

“Este sobrecosto lo tienen todas las empresas del SING y se origina debido a la existencia de unidades operando a mínimo técnico por seguridad, a las que se les debe pagar aquella parte del costo de operación no cubierta por el costo marginal del sistema, a prorrata de sus ventas de energía”, afirmó AES Gener.

El alza de costos para las generadoras deriva, en parte- del fin de la Resolución Ministerial 39 (RM 39), que databa del año 2000, y autorizaba a las eléctricas a “socializar” entre las empresas que inyectan y retiran energía del SING el costo adicional que se produce cuando hay unidades que operan en “mínimo técnico” y que no alcanzaba a ser cubierto por el costo marginal.

En el SING la situación es frecuente, dado el exceso de capacidad instalada frente a la demanda máxima del sistema. La disponibilidad de unidades se incrementará el próximo año con la entrada de unos 1.300 MW en centrales eficientes en base a gas natural y carbón.

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Es así como se destaca que en febrero se produjeron 4.136 GWh, lo que presenta un crecimiento de 3% respecto al mismo período 2014.

Del total de la energía producida en febrero en el SIC, un 60,97% fue térmica; un 34,77% hídrica; un 2,3% eólica y un 1,95% solar.

Además, se destaca que entre el 1 y el 28 de febrero el promedio del Costo Marginal en el SIC fue de 140,4 US$/MWh.

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Es así como la entidad indicó que el costo marginal de energía promedio entre el 1 y el 31 de enero fue de 115,1 US$/MWh.

También resaltó que al 31 de enero, la capacidad instalada total del SIC llega a los 15.178,9 MW.

Al 31 de Enero de 2015, la Capacidad Instalada Total del SIC, es la siguiente. pic.twitter.com/XPvaRBwrzS

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El CDEC SIC también detalló que entre el 1 y el 31 de enero, la producción electricidad en el SIC fue un 43,05% hídrica; un 53,19% térmica; un 2,08% eólica, y un 1,68% solar.

Vea Producción Bruta de Energía Según Tipo de Aporte en el SIC, entre el 1 y el 31 de enero de 2015. pic.twitter.com/Yc0mog51w3

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Esta fue la Distribución Diaria de los Costos Marginales de Energía en el SIC, entre el 1 y 31 de Enero de 2015. pic.twitter.com/KH3MmsdlGV

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Energía Afluente Acumulada en el Sistema Interconectado Central (SIC). pic.twitter.com/mCMd8BDQVH

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Esta fue la Evolución de la Producción Diaria y Generación Bruta Máxima Diaria en el SIC, entre el 1 y 31 de Enero. pic.twitter.com/oITZ1gZ8Mf

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Del total de la energía producida en el SIC en 2014, un 52,15% correspondió a termoelectricidad; un 44,82% a hidroelectricidad; un 2,31% a eólico, y un 0,72% solar.

El siguiente cuadro muestra la Capacidad Instalada en el SIC al 31 de diciembre de 2014 por empresa.

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El acuerdo cambió la definición contemplada en el proyecto para determinar el impuesto, desde fuentes fijas a “establecimientos”.

En este sentido, según lo estipulado en el protocolo, “se aclarará el ámbito de aplicación del impuesto a la emisión de fuentes fijas para incorporar establecimientos que cuenten con una potencia instalada igual o mayor a 50 MWt (megavatios térmicos). Se excluirá del referido impuesto a aquellas fuentes que utilicen biomasa como combustible”.

Parlamentarios ligados al proceso,  ha señalado que este tema no quedó cerrado en el protocolo, ya que mientras firmaban existían observaciones respecto a la forma en que estaba redactado,  que podría ampliar las fuentes sujetas a este impuesto.

Esto también ha puesto en alerta al sector industrial, que ve en el protocolo de acuerdo una amenaza para las áreas manufactureras (vidrios, fierros, cemento, entre otros). De hecho, el senador José García (RN), integrante de la comisión de Hacienda, admitió  que “he recibido inquietudes de la industria manufacturera”.

El proyecto original contemplaba un impuesto anual a beneficio fiscal que gravará las emisiones al aire de Material Particulado (MP),  producidas por “fuentes conformadas por calderas o turbinas, con una potencia térmica mayor o igual a 50 MWt (megavatios térmicos)”.

Cuando se presentó esta normativa, el ministro de Hacienda, Alberto Arenas,  explicó que este estándar comprendería del orden de 500 fuentes industriales en todo Chile afectas a gravamen.

Hoy, en el Ministerio de Hacienda estudian una fórmula para acotar estas fuentes en vez de ampliarlas, como es el temor del sector industrial.

Lo que analiza Hacienda

“Acotaremos en la ley los parámetros para la determinación del componente de este impuesto referido a contaminación local, dejando entregado a un reglamento solo lo estrictamente delegable a potestad reglamentaria”, dice el documento del protocolo.

En este contexto, desde Teatinos 120, a través de las indicaciones que se presentarán el 7 de agosto, buscarán aclarar cuáles serán los establecimientos que quedarán sujeto a impuestos.

“No se acordó modificar el parámetro de los 50MWt, más que nada quedamos de definir el ámbito de aplicación de la norma”, aseguran fuentes del gobierno.

En ese sentido, explican que se estudia una fórmula que no afecte a los establecimientos más pequeños.

Por ejemplo, si una empresa tiene 3 fuentes de emisión y éstas emiten 20MWt cada una, según el protocolo sí debería pagar impuesto, ya que sumadas las fuentes tendrían una emisión de 60 MWt, pero puede ser que los efectos contaminantes sean menores que la de una empresa que tenga las 3 mismas fuentes pero que emitan 50 MWt cada una. Por ende, se está buscando una regla que especifique según el impacto ambienal que estos establecimientos puedan causar.

Se buscaría gravar a las termoeléctricas -como era la intención original-, con lo que podrían quedar excluidas aquellas empresas ligadas a la industria manufacturera.

“Lo que hizo el protocolo fue extender este impuesto a otras fuentes contaminantes que no fueran termoeléctricas. Hay que revisarlo, porque siempre se ha puesto el tema de la Fundición Ventanas (Región de Valparaíso), que no es termoeléctrica, pero contamina una barbaridad y parece muy injusto que no quede gravada con este nuevo impuesto, por eso hay que verlo situación por situación”, advirtió  el senador García.

En este contexto, los cálculos de Hacienda estiman que las fuentes industriales que serán afectadas por el nuevo impuesto se reducirían a entre 120 y 150 -en relación al universo extendido por el protocolo-, aproximadamente, por lo que desestiman las aprensiones generadas desde la industria.

Además desde Hacienda están analizando reclamos de la Unión Europea y de Corea por el impuesto específico a los vehículos diesel, ya el hecho que éste vulneraría tratados de libre comercio suscritos por Chile.

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Al respecto, la presentación de Perú estuvo a cargo de Eduardo Antúnez de Mayolo, director de Planificación de Transmisión del COES-SINAC Perú; mientras que la exposición por parte de Chile estuvo a cargo de Daniel Salazar, director ejecutivo del CDEC-SING, quien presentó las principales cifras y características del SING.

Salazar se refirió a las proyecciones de demanda para los próximos 15 años, y las alternativas de desarrollo de generación en base a termoelectricidad y fuentes renovables no convencionales (ERNC).

Respecto a la transmisión, agregó que dentro de las principales definiciones que se adoptarán durante el presente año están los avances que se proyectan para la interconexión SIC-SING, lo cual conducirá a la formación de un sistema interconectado nacional para Chile.

En este contexto se refirió además a los pasos que se han dado hacia una interconexión entre Chile y Argentina (SING y SADI), y los resultados levantados por los análisis de SINEA para una interconexión entre Chile y Perú durante la próxima década.

La delegación chilena estuvo liderada por la subsecretaria de Energía, Ximena Jara Quilodrán, e integrada por representantes de los Ministerios de Energía y Relaciones Exteriores de Chile, además del director ejecutivo del CDEC-SING.

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