En Alemania, el
sector alcanza un 15,8% del PBI, con una alta relevancia (un 84,3%) en relación
a la industria como uno todo. En Chile, el porcentaje es tres veces menor, de
sólo un 23,5%. Para el presidente de la Asimet, Gastón Lewin, el Estado tiene
un papel importante a desempeñar, en especial, para determinar un marco
regulatorio en lo cual los empresarios industriales puedan actuar.
"Nosotros tenemos que avanzar en las
políticas públicas de largo plazo en el país, conseguir un gran pacto entre los
sectores privados y el público, que permita seguir adelante en esa dirección",
afirmó el líder sectorial. De la misma forma que el resto de la economía
chilena, la industria - particularmente la representada por Asimet - vio sus costes
de que producción aumentar, afectados por los altos precios de las fuentes de
energía, entre otros motivos. Ese costo se transformó en una amenaza cada vez
mayor para el sector y lo deja en posición de desventaja delante de sus competidores
más directos.
De acuerdo con
datos del sector, Chile es el país con los mayores costes de energía en toda la
región. En junio, el precio promedio en el mercado a la vista fue de 137,54
dólares por MWh, mientras en Perú fue d 24,94 dólares. Además de eso, fuentes
del mercado garantizan que los próximos meses van a comenzar a ser negociados
contratos con tarifas que podrían subir un 40% en relación a los valores
actuales.
La variable de
la escasez de energía y los altos costos
La energía es el
motor económico del país. Diversos proyectos se enfocan a resolver el problema
de cómo satisfacer la creciente demanda energética para no frenar el actual
desarrollo. Chile tiene el suministro de energía asegurado a corto plazo. Sin
embargo, el fuerte desarrollo de la industria en el país, está haciendo crecer
la demanda de energía a un ritmo muy rápido. El abastecimiento de energía tiene
que ir en consonancia con este incremento, sin embargo Chile puede presentar
problemas a la hora de responder a esta demanda a largo plazo y por
consecuencia esto puede frenar el crecimiento del país.
La energía cara, la
opción por la industria extractiva y, más recientemente, el cambio desfavorable
están en la raíz de la explicación para la caída en la participación de la
industria manufacturera en el PBI chileno. "Parte de la disminución de la industria de manufactura en Chile tiene
relación con el crecimiento de la industria de minería. Es una cuestión
matemática", afirma Gastón Lewin, de Asimet. "Hay industrias que desaparecieron por falta
de competitividad. Hubo una sustitución de productos nacionales por
importaciones". Según él, los
sectores más afectados fueron, sobre todo, lo de materiales de transporte,
electrodomésticos y de la línea blanca. "Ese fenómeno se aceleró los últimos años por cuenta de la valorización
del peso chileno frente al dólar, lo que afectó muchos sectores exportadores".
Con relación a los
costos de la energía, Chile se encuentra en un billar. El país, que tiene hoy
una potencia instalada de cerca de 17 mil MW necesita llegar a por lo menos 25
mil MW hasta 2020 para continuar creciendo al ritmo de años recientes, entre un
5% y un 6% al año, y contemplar las inversiones previstas en el área de
minería.
Para 2030, el
cálculo es que será necesaria una capacidad instalada de 30 mil MW, casi el
doble de la actual. Pero la resistencia de las comunidades tanto a proyectos
térmicos del norte del país como las grandes hidroeléctricas en Patagonia
chilena ha trabado los proyectos, que no consiguen salir del papel. Sin meterse
de lleno en los argumentos a favor o en contra del proyecto de Hidroaysén, lo
cierto es que este proyecto buscaba abaratar los costos de energía en Chile. El
freno de este y otros proyectos pone un serio escollo a la viabilidad de buena
parte de las industrias que, potencialmente, podrían beneficiarse de la
política industrial.
Eugenio Figueroa,
profesor del Departamento de Economía de la Universidad de Chile, ve en la
estructura tributaria del país otra causa para la desindustrialización chilena.
"Esa estructura tributaria incentiva
artificialmente la inversión en capital físico, en las industrias primarias
intensivas en recursos naturales y recursos ambientales, o sea, las industrias
sucias", afirma. Para Figueroa, esas industrias "o generan rentas económicas muy grandes o no
pagan ciertos factores de producción que son factores ambientales, como el agua
limpia". "Por lo tanto,
compiten en ventaja con sectores que tienen que pagar todos los insumos, caso
de la industria manufacturera", dice.
Para Figueroa,
Chile necesita invertir más en capital humano, lo que, según él, es algo
difícil Estados y Unión sin dinero suficiente para tanto, dada la baja carga
tributaria chilena - del 20% del PBI, contra un 36,2% de Brasil, un 29% de
Argentina y un 27% de Uruguay. Para aumentar la recaudación, dice él, sería
preciso tasar las "enormes rentas
económicas que producen las industrias primarias, que pertenecen a grupos
extranjeros o a pequeños grupos de la plutocracia con poder económico mucho
mesclado en el poder político".
El enigma
energético y sus tapones
Un profundo
análisis sobre los distintos escenarios que enfrenta el país en materia de
generación eléctrica en el Sistema Interconectado Central (SIC) realizó el
grupo transversal de expertos —compuesto por Sebastián Bernstein, Gabriel
Bitrán, Alejandro Jadresic y Marcelo Tokman— en el estudio encargado por la
Confederación de la Producción y del Comercio (CPC) y que el 5 de julio fue
entregado por el líder de la cúpula gremial, Andrés Santa Cruz, y el gerente
general de la entidad, Fernando Alvear, al ministro de Energía, Jorge Bunster.
El informe
considera específicamente el período 2013-2020, y propone medidas que aseguren
un abastecimiento económico de la demanda en esos ocho años. Además, destaca
que con las centrales actualmente en servicio y en etapa de construcción
avanzada se puede abastecer la demanda y su crecimiento sólo hasta 2016.
Para el
abastecimiento del período posterior, los expertos advierten que la situación
es incierta y que los precios pueden subir, aun considerando el pronto inicio
de algunos proyectos de generación que se consideran probables de materializar.
Puntualmente, lo
que propone este estudio de la CPC es que a raíz de la licitación de bloques de
energía por parte de las empresas distribuidoras que se efectuará a fines de
este año, se establezcan condiciones para que puedan participar en dicho
proceso centrales existentes que hoy operan con petróleo diésel. Estas
centrales podrían contratar Gas Natural Licuado (GNL) a largo plazo en la
medida en que se adjudiquen contratos de suministro con clientes como las
distribuidoras, lo que permitiría agregar al SIC unos 700 a 1.000 MW en
centrales de base.
El análisis
considera como escenario base para nuestro país —y, por ende, el más probable
de concretarse— que las centrales Nueva Renca, Nuehuenco 1 y Nehuenco 2 no
dispongan de GNL, que las centrales hidroeléctricas Alto Maipo, Los Cóndores y
Ñuble entren en operación en 2018, 2019 y 2020, respectivamente, y que la
central a carbón Santa María II y la interconexión SIC-SING entren en servicio
2019.
Dadas esas
condiciones, los costos marginales esperados de energía del sistema (promedio
de todas las hidrologías) crecerán a partir de 2016 hasta alcanzar 130 US$/MWh
en 2018, cifra que se compara con el costo actual de 90 US$/MWh si 2013 fuese
un año hidrológico normal. Esto implica un salto de 44% en cinco años. Sin
embargo, dado el escenario actual de sequía, el costo marginal se encuentra levemente
sobre los 200 US$/MWh.
En el escenario en
que todos los proyectos se atrasaran un año, los costos marginales promedio de
energía podrían alcanzar 156 US$/MWh en 2018, monto que subiría a 250 US$/MWh
frente a un año seco.
Las proyecciones de
precios mejoran considerablemente si se considera que, por ejemplo, las
centrales Nueva Renca y Nehuenco 2 disponen de GNL a partir de 2015, situación
en la cual —a pesar de que todas las centrales y la línea de interconexión se
atrasaran en un año— el costo marginal promedio (todas las hidrologías) no
excedería nunca de 118 US$/MWh. De acuerdo al estudio, lo anterior muestra la
importancia de aumentar la generación de base a partir de GNL, lo que solo será
posible si se logran simultáneamente contratos de venta de energía eléctrica
pareados con contratos de compra de GNL.
Para la CPC, la
oportunidad para lograr este resultado se da con la licitación en curso para el
abastecimiento de bloques de energía de las distribuidoras, pues se requiere de
a lo menos dos años para establecer contratos convenientes de suministro de
GNL.
El estudio también
aborda las dificultades concretas para materializar los proyectos y el reducido
número de nuevas centrales de base que están iniciando su construcción en el
SIC, lo que llevaría a este sistema a enfrentar periodos de “estrechez”. Al respecto, detalla las 14
iniciativas que no han logrado concretarse, pese a que, en el caso de Los
Robles, ERA, Barrancones, y Farellones, la presentación del proyecto en el
Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) fue en 2007.
La principal piedra
de tope ha sido la oposición de distintos grupos, y el estudio confirma que
este rechazo se ha plasmado tanto en recursos administrativos como judiciales. HidroAysén,
Castilla y Los Robles son las inversiones que más rechazo enfrentaron, con 23 y
19 recursos, respectivamente, para frenar su construcción.
Dado este
escenario, el presidente de la CPC, Andrés Santa Cruz, afirma que Chile
enfrenta un situación de estrechez energética no por falta de interés por
invertir: “Concretar los proyectos es
cada vez más difícil y costoso, por la creciente oposición ambiental y ciudadana
que enfrentan”, sostiene. Es por eso que el dirigente reitera la necesidad
de alcanzar un amplio acuerdo social y político para impulsar una agenda
destinada a concretar en breve plazo proyectos de centrales generadoras de base
eficientes. “Sólo de esta forma
posibilitaremos un desarrollo sostenido de la economía, resguardando el medio
ambiente y asegurando una distribución equitativa de costo y beneficios en la
sociedad”, dice.
En el Congreso se
están evaluando dos proyectos que se consideran importantes para avanzar en la
política y estrategia energética.
El primero es el Proyecto
de Ley de Concesiones y Servidumbres. Este proyecto trata de lo
que está siendo uno de los mayores problemas para el suministro eléctrico en
Chile, que es la falta de líneas de transmisión. Desde que se licitan los
proyectos y se adjudican hasta que se termina la construcción y son operativas,
suele pasar un periodo de 6 años de media. Los proyectos de construcción de
líneas de transmisión sin embargo están pensados para que no sobrepasen los 3
años de duración. Como consecuencia a estas demoras, el sistema eléctrico
chileno está teniendo verdaderos problemas de abastecimiento y de
restricciones, lo cuales disparan el coste de la energía al no poder trasladar
la energía generada en puntos más limpios y baratos a la red. Proyecto de Ley
de Concesiones y Servidumbres tiene como objetivo eliminar barreras
burocráticas y trabas administrativas que están aumentando el plazo de estos
proyectos.
El congreso está
tratando en paralelo un segundo gran proyecto que es el Proyecto
de Fomento de las Energías Renovables No Convencionales. Este proyecto es fundamental para
diversificar la matriz energética del país y un apoyo en la mitigación del
cambio climático, ya que Chile está afectado por la fuerte contaminación de las
centrales térmicas y de carbón. Chile está despegando en la experiencia con
centrales de generación de energía renovable a gran escala de la que ya se
están obteniendo beneficios. Las grandes centrales de energía solar
fotovoltaica se están desarrollando sobre todo en la región del desierto de
Atacama, aprovechando el gran recurso solar y están abasteciendo de suministro
a la minería.
Perú, el
contraste de Chile
El fuerte
crecimiento que registra la economía peruana desde hace varios años es uno de
los distintivos del país vecino. Con un
Producto Interno Bruto (PIB) expandiéndose por sobre el 6%, Perú ha debido
impulsar varios de sus sectores productivos para mantener este dinamismo en el
tiempo. Uno de esos rubros es el
energético, que en el último tiempo se ha transformado en un área estratégica
para Perú. Ejemplo de esto es el anuncio de una serie de proyectos de
generación eléctrica que buscan abastecer la mayor demanda de energía en el
país vecino.
De acuerdo con un
análisis realizado por la empresa Alstom, en la nación andina se construyen
3.200 MW. Dicha cifra duplica la capacidad que representan las iniciativas que
se levantan en Chile en materia eléctrica. De acuerdo con el plan de obras de
la Comisión Nacional de Energía (CNE), y sumando la termoeléctrica Cochrane
(531 MW), en nuestro país hay en construcción 1.575 MW.
Según el catastro,
la mitad de las inversiones en desarrollo en el país vecino corresponden a
centrales hidroeléctricas. Estas son Machupichu II (92 MW), Cheves (271 MW),
Chaglla (456 MW), Quitaracsa (112 MW), Santa Teresa (98 MW) y Cerro del Águila
(525 MW). Por el lado de las unidades termoeléctricas, el listado lo conforman
Fenix (540 MW), Termochilca (200 MW) Reserva Fría (183 MW), Reserva Fría ETEN
(230 MW) y Reserva Fría ILO (564 MW).
No obstante, la
capacidad instalada de Perú es un 42% menor que la chilena, con siete mil MW de
generación versus los 12 mil MW de nuestro país. Si se compara la cartera de
proyectos del país vecino con lo que sucede en Chile, en nuestro país hay sólo
tres iniciativas que superan los 100 MW de capacidad. Estas son Cochrane (531
MW), Guacolda V (152 MW) y Angostura (316 MW).
A su vez, la
paralización de inversiones en generación podría traer serios problemas para
Chile a finales de la década, tal como lo expuso un análisis realizado por la
eléctrica Colbún. Según los cálculos de la empresa, aunque se construyeran
todas las centrales informadas en el plan de obras de la CNE, se produciría un
déficit de 33% entre la oferta nueva de electricidad y la demanda energética del
Sistema Interconectado Central (SIC) hacia el 2020.
Uno de los aspectos
que ha impulsado el desarrollo de proyectos eléctricos en Perú es el rol que ha
tomado el Estado a través de la agencia Proinversión, dice el vicepresidente de
Alstom para el cono sur, Julio Friedmann. “En
Perú, al igual que Chile, los privados son libres de invertir, construir
plantas de generación, y celebrar contratos con grandes clientes. Pero en
algunos casos, para las distribuidoras, Proinversión llama a la licitación y
hace todo el proceso de selección de los ganadores, y después los contratos son
suscritos por las distribuidoras con los generadores. Los procesos son abiertos
para este modelo, y éste es el procedimiento para las licitaciones promovidas
por el gobierno para atender las necesidades de las distribuidoras privadas”,
afirma el ejecutivo.
De hecho, el
gobierno de Perú ya anunció el lanzamiento de una licitación de 1.000 MW para
la construcción de centrales que permitan abastecer bloques de energía de
distribuidoras. Todas estas medidas se
han traducido en menores precios de la electricidad en Perú. En ese país el
valor de la energía para clientes libres bordea US$ 60 por MWh, mientras que en
Chile en la zona centro-sur el costo marginal puede superar en promedio los US$
200 por MWh.