ELECTRICIDAD INTERAMERICANA / Año 19 / Julio 2010

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3 productos y servicios para una operación confiable TransforMadores de distribución TransforMadores de poder y especiales subestaciones eléctricas y pad MounTed autotransformadores TransforMadores secos ManTención y reparación de TransforMadores hasta 100 Mva/220 kv Traslado y MonTaje de TransforMadores de poder ensayos de aceite y cromatografías aumento de potencia, Modificación de voltajes aislación en aceite Mineral, silicona o aceite vegetal Transformadores Tusan s.a. avda. gladys Marín 6030, estación central fono: 56 (2) , ventas: 56 (2) / 25 fax: 56 (2)

4 126 sumario 6 18 Interconexión SIC-SING Una (nueva) propuesta: seguridad o precio? 28 Panel de Expertos En medio de renovación, organismo cumple seis años 35 X Jornadas de Derecho Eléctrico Una década aportando a la discusión sectorial 42 Finning Utilizando nuevos combustibles para la generación 43 Grandes Consumidores de Energía Eléctrica Puerto Montt reivindica su compromiso energético 5 Editorial 13 6 Reportaje central GasAtacama se reorganiza mirando el corto y mediano plazo 13 Entrevista central Rudolf Araneda: Resulta inaceptable que este país no tenga normas de emisión 77 Eficiencia energética Industrias responden al desafío 21 Informe técnico Telecomunicaciones al servicio de la industria 24 Informe económico Minería hace esfuerzos en pos de mayor eficiencia energética 33 Columna de opinión Naturaleza y funciones del Panel de Expertos 37 Informe técnico Soluciones tecnológicas para las utilities 79 Ministra de Medio Ambiente María Ignacia Benítez Empresas eléctricas cumplen estándares ambientales 39 Cámaras de Comercio Binacionales Energía australiana 45 Colegio de Ingenieros de Chile Junio fue nuevamente el Mes de la Energía 56 ERNC en Minería Industria impulsa alternativas verdes 57 Comité Chileno del Cigre Analizando la factibilidad técnica de conectar parques eólicos 61 Sigdotek Desechos orgánicos convertidos en electricidad 64 Minihidro Radiografía de las distintas tecnologías 68 Eozen Energía eólica made in Chile 73 Energía solar Región de Antofagasta avanza en el debate 49 Escenario energético 70 Estadísticas 75 Columna de opinión Escenarios Energéticos 2030: debatiendo la matriz eléctrica anhelada para Chile 81 Mercado eléctrico 86 Catálogo de productos 88 Indice de avisadores 53 GLP Clama mayor protagonismo en el mercado Eficiencia Energías Electricidad» Energética» Sustentabilidad» Renovables» Hidrocarburos» ELECTRICIDAD INTERAMERICANA / Año 19 / Julio 2010 Foto portada: Central Atacama, GasAtacama. Edicion Nº 126 ELECTRICIDAD INTERAMERICANA ISSN CONSEJO EDITORIAL: Carlos Abogabir, Eduardo Andrade, José Ignacio Escobar, Sebastián Fernández, Carlos Finat, Rodrigo García, Rodrigo Herceg, Alejandro MacDonough, Rodrigo Palma, Guillermo Pérez del Río, Enzo Quezada y Rodrigo Quinteros DIRECTOR: Roly Solís EDITOR: Jorge Goth PERIODISTAS: José Salinas Ricardo Alvarado CORRESPONSALES: María José Rivas (Antofagasta, Chile); Eric Rivera (Valparaíso, Chile); Magaly Villena (Perú). INGENIERO DE APOYO EDITORIAL: Manuel Morales GERENTE DE PRODUCCION: Nelson Torres FOTOGRAFIA: Ricardo Pastén, Carlos Choque, Juan Carlos Recabal y Gabriel Gatica. DISEÑO y PRODUCCION: Ediarte S.A. Director de Arte: Alfredo Eloy. Diseño y Producción Gráfica: Cristián Hidalgo. IMPRESION: World Color Chile S.A. GRUPO EDITORIAL EDITEC S.A. Avda. del Cóndor 844, Of. 205, Ciudad Empresarial, Huechuraba, C.P , Santiago, Chile, Fono: (56-2) Fax: (56-2) I julio 2010 I nº 126 3

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6 editorial No es casualidad que en el mundo uno de los combustibles que más reservas tiene, probadas, probables y posibles, sea el carbón. Pero también no es casualidad que el carbón sea uno de los combustibles, junto al diesel, que más rechazo produzca en ciertos grupos de interés, por las consecuencias que su quema produce: en definitiva, generación de material particulado y gases de efecto invernadero. Ya conocemos quién es quién en materia de contaminación a nivel mundial, bastante se ha dicho en torno a las conclusiones producidas tras Kioto y Copenhague; y si bien no es la más contaminante, la industria de la energía es mirada críticamente. Entre todas las iniciativas que tienden a postular por un mundo futuro con cada vez más bajos índices de contaminación que los actuales (sobre todo por el tema del cambio climático), hay quienes sostienen que existe una situación límite y por tanto, llaman a bajar los niveles de material particulado y los gases de efecto invernadero, tarea no menor, pero que para su cumplimiento tiene como su mejor aliado a la tecnología. Los avances tecnológico son los llamados a permitir que, en materia de dispositivos que se instalen en las centrales eléctricas a carbón, principalmente, se pueda producir energía eléctrica sin la necesidad de lanzar contaminantes al entorno. Ya son muchos los ejemplos de centrales que otrora fueron contaminantes, pero que hoy presentan niveles de emisiones muy por debajo de lo permitido gracias a que las empresas han incluido nuevas tecnologías para Qué hacemos con el carbón El carbón es un combustible utilizado en el mundo, con amplias reservas, y que permite en cierto modo respaldar sistemas eléctricos en forma independiente. modernizar sus instalaciones y, así, permitir que una central antigua que operaba con ciertos estándares pueda adaptarse a las necesidades actuales. El carbón es un combustible utilizado en el mundo, con amplias reservas, y que permite en cierto modo respaldar sistemas eléctricos en forma independiente. Para los países que cuentan con hidroelectricidad y termoelectricidad, el tema del carbón es un asunto primordial, e incluso de precios, puesto que, relegando el agua, el carbón estaría compitiendo con el gas (a partir de GNL) en términos de valores de generación. El problema se suscita en que los ojos del mundo vuelven a colocarse sobre el carbón, y sobre Chile especialmente cuando una nutrida carpeta de proyectos carboneros se comience a hacer realidad en el país. La Huella del Carbono es un tema que está a la vuelta de la esquina y las industrias (la minería, por ejemplo) que pretendan seguir colocando sus productos en el exterior deberán tener en cuenta que muchos de los mercados extranjeros están haciendo seguimiento del carbono, y las que no cumplan las reglas serán motivo de carbon tax. En esto último está la clave. Cuánto está haciendo la industria por transparentar las iniciativas para reducir los niveles de emisión en la generación vía carbón?, cuánto se sabe de la tecnología de abatimiento de emisiones y control de gases?, cuáles son los niveles de ingeniería incorporados a los proyectos de construcción de nuevas centrales carboneras que, obviamente, no son del mismo tipo que las levantadas hace 20 ó 30 años?, cómo se cumple con los estándares establecidos (y para eso es clave se dicte en forma definitiva una Norma de Emisiones)? Importante será también que, junto con lo anteriormente expuesto, en Chile se instale un sistema de monitoreo que permita en línea establecer los niveles de contaminación de cada central eléctrica que opera en el país y que se encuentre inyectando energía a los sistemas. Esa será una obligación del sector privado, que deberá invertir en los equipos, y una obligación del sector público, que será en el encargado de sentar el marco. Ei I julio 2010 I nº 126 5

7 reportaje central Silenciosamente la compañía generadora que opera en el SING trabaja en proyectos de presente y futuro, dejando atrás momentos complejos vividos a partir de una contingencia puntual que la tuvo bastante complicada. I Generadora GasAtacama I Las razones de su buen momento GasAtacama se presenta hoy como una empresa que mira el presente y futuro con otros ojos, principalmente luego de haber logrado estabilizar su situación financiera tras las pérdidas catastróficas que le reportó el uso obligado de diésel, durante un tiempo prolongado a falta de gas natural, para abastecer las distribuidoras Emel a un precio inferior a los costos de generación. El gerente general de GasAtacama, Rudolf Araneda, explica que la situación que hoy vive la compañía en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) es diametralmente opuesta a la que la empresa eléctrica le tocó obligadamente vivir entre 2007 y parte de 2008, momento en el que incluso se habló de bancarrota y posible venta. GasAtacama, tal como hace un año, volvió a tener una contribución muy relevante a la continuidad de suministro dentro del SING, explica el ejecutivo respecto del principio del fin de la crisis, que tuvo entre sus razones la caída del precio del diésel, la disponibilidad adicional de gas regional, el aumento del precio de nudo y los menores niveles de demanda que se produjeron en algunos momentos. Esto generó que el déficit de Emel fuese significativamente menor en este último periodo que durante Por ello el aporte que se hizo en 2009 entre las compañías mineras y Atacama al déficit de Emel se redujo a un octavo de los aportes del año previo, asegura Araneda. Dice que se vuelve a repetir que el nivel de aporte de las compañías mineras a lo que se llamó contrato de respaldo al SING estuvo en un orden de magnitud de un vigésimo del mayor valor generado por ellos producto de la continuidad de suministro. Por lo tanto, se confirmó que este acuerdo alcanzado entre el conjunto de las compañías mineras del norte y GasAtacama permitió una muy relevante generación de valor para todas las partes. 6 nº 126 I julio 2010 I

8 reportaje central GasAtacama está llevando a cabo planes de contingencia que están asociados a, principalmente, mantener la seguridad de suministro ante un evento de catástrofe. Otra causa por la que hoy el panorama de GasAtacama es alentador proviene de la consolidación de las operaciones. Y es que entre sus activos de generación y los de transporte conformó una compañía fusionada pasando de una situación financiera comprometida a una mucho más sólida. De hecho argumenta Rudolf Araneda GasAtacama obtuvo un credit rating local BBB+, y eso ha permitido avanzar en negociaciones en cuatro frentes: en el ámbito de un potencial suministro de gas regional y con seis distintos proveedores de Gas Natural Licuado (GNL). Cuál o cuáles de estas iniciativas se puedan concretar es algo que va a depender de las negociaciones que en los próximos meses se desarrollen con las compañías mineras. Estas conversaciones se realizarán en un contexto diferente, y es que cabe consignar que hace algunos meses las compañías mineras, con motivo de la recesión internacional, postergaron algunos proyectos de desarrollo en el ámbito de producción de cobre, y en consecuencia se vieron también con mayores grados de holgura en el frente del suministro eléctrico, lo que derivó en la postergación de algunas decisiones relevantes con respecto a la próxima elección del suministro eléctrico. Pero esas postergaciones son sólo de meses o de semestres, y por lo tanto estamos en una fase en que probablemente durante el resto del año algunas de estas compañías van a iniciar el análisis para tomar una decisión con respecto al suministro eléctrico a futuro, manifiesta el experimentado ejecutivo. En la compañía están conscientes que el escenario de mediano plazo tenderá a cambiar radicalmente cuando expiren el contrato de respaldo al SING suscrito con las compañías mineras y el contrato con la distribuidora Emel, a fines del próximo año. Inversiones La compleja situación económica vivida meses atrás y que obligó a frenar una serie de proyectos mineros dio paso a un resurgimiento. Si bien esos proyectos que quedaron standby se demoraron en cambiar de condición tras dejar atrás los financieramente peores momentos, la estabilización de la economía mundial en general y la chilena en particular prometió que en algún momento los procesos de inversión volverían a desarrollarse. Así fue, las compañías mineras (y la mayoría de las empresas asociadas a una gran cantidad de industrias) se sacudieron la recesión para dar impulso a las nuevas fases de inversión, con lo cual la demanda proyectada de energía eléctrica también debía aspirar a un incremento. Así, es factible pensar cómo una empresa como GasAtacama podría, en términos físicos, subsanar este eventual incremento producto de la materialización de inversiones por parte de estos grandes clientes. Araneda es claro al respecto: Pensemos que se están construyendo una serie de nuevas centrales a carbón que entran en operación durante 2010 y 2011, por lo tanto desde un punto de vista del desarrollo a futuro es importante la posición que finalmente adopten las compañías mineras en cuanto al mix de energía. En ese ámbito, nuestro desafío está en poder mostrar que I julio 2010 I nº 126 7

9 Incremente la seguridad y la velocidad de sus inspecciones térmicas con las Ventanas IR C-Range Resistente a arcos eléctricos, certificadas para uso en intemperie, las ventanas infrarrojas permiten hacer inspecciones termográficas, ultravioleta o visuales, sin exponer al personal a equipos energizados. Cualquier Voltaje Cualquier Cámara Cualquier Lugar Diseñadas para resistir arcos eléctricos de 50KAmp. Aprobados por UL/cUL/CSA Certificadas para interiores y exteriores Solamente la mejor ventana IR tiene la tecnología óptica de Quadraband, no acepte imitaciones. Para mayor información y/o para programar una demostración, visite Representante Oficial en Chile y Servicio Técnico Autorizado Asesoría, Demostración y Capacitación Guardia Vieja N 181 Of. 401, Providencia Santiago Fono: Fax:

10 reportaje central podemos resolver de una forma eficaz el objetivo de las compañías mineras de contar con un suministro eléctrico que, a diferencia del carbón, equilibre la contribución a la suficiencia, la seguridad, a un costo competitivo y a un menor nivel de emisiones. En eso está hoy la compañía. Esto no pasa, en el caso de GasAtacama, por la necesidad de ampliar la infraestructura, sino más bien las inversiones van a estar asociadas al suministro de un combustible competitivo de menores emisiones, ahí está el énfasis de nuestra dedicación y por eso es que estamos avanzando en distintos frentes de suministro de GNL y de gas regional, enfatiza Araneda. En lo que sí la empresa ha visto necesidad de invertir es en algunos equipos específicos, para reducir la tasa de falla y el tiempo de respuesta ante fallas asociadas al uso intensivo de diesel. En ese sentido Rudolf Araneda aclara que GasAtacama está culminando durante este año inversiones por más de US$20 millones en distintos equipos que mejoren el nivel de disponibilidad y de seguridad, por ejemplo, nuevos sistemas de bypass y aeroenfriadores, que permitan que ante eventuales fallas de los ciclos de vapor puedan funcionar unidades de generación en ciclo abierto usando gas o diésel. Asegura además que ese mismo enfoque puede reforzar la resiliencia de los equipos frente a, por ejemplo, eventos catastróficos en el norte como terremotos o tsunamis: Esa es una línea de esfuerzo importante en la que está la compañía. Por otra parte, en la generadora están invirtiendo recursos en la ampliación de la planta de agua, inversión que a su vez según GasAtacama apunta a mitigar impactos ambientales cuando se utilizan combustibles líquidos que implican operar a temperaturas mayores. Por la vía de micro-partículas de agua se baja la temperatura y con ello se acota la emisión de NOx. A algunos les puede parecer absurdo que nosotros estemos reduciendo emisiones a niveles tales que nuestra central pudiera estar operando en Suiza, pero nosotros queremos se consistentes con nuestro discurso: si estamos promoviendo a que a nivel de país se fomente la existencia de energías limpias y que se adopten medidas de control de emisiones, obviamente tenemos que ser tremendamente rigurosos reduciendo nuestras propias emisiones, argumenta Rudolf Araneda. Un dato: un tema que históricamente ha sido debatido en torno al funcionamiento de una central termoeléctrica y el uso de agua de mar en los distintos procesos de la planta es a cuánta temperatura capta el agua y a cuánta la devuelve. Según el gerente general de la compañía, si bien la inquietud es válida, esto no es un problema puesto que el agua que utiliza GasAtacama, que la obtiene a través de una bocatoma que se ubica frente a la central, se devuelve luego de cumplir su objetivo a alrededor de 7º más de temperatura, lo que, según Araneda, es una fracción de lo que permite el permiso. Medidas antisísmicas El pasado terremoto y tsunami que asoló la zona centro-sur del país el pasado 27 de febrero dejó cientos de fallecidos y desaparecidos, millonarias pérdidas materiales y una sensación de inseguridad en la población. Entre otras cosas el servicio eléctrico sufrió con el embate de la naturaleza, aunque existe consenso en que el sistema se comportó bien y prueba de ello es que a las pocas horas comenzó a restablecerse el servicio. A cientos de kilómetros de distancia, en el SING la situación era diferente. El terremoto dejó lecciones para el sector eléctrico del Sistema Interconectado Central (SIC), las que pueden replicarse también para el sistema eléctrico del norte, que por el momento no tiene una experiencia de catástrofe similar a la vivida por todos quienes viven entre las regiones de Valparaíso y La Araucanía. Los expertos indican que el próximo terremoto y posible tsunami en el país debiera situarse en el extremo norte de Chile y sur de Perú, lo que pone en riesgo a la población y al sistema eléctrico del norte. Se están preparando para este evento? Rudolf Araneda indica que sí. La probabilidad que un mega-sismo por mera aplicación de la estadística y por el desplazamiento de las placas ya observado objetivamente en la Zona Norte implica que en algún minuto tiene que producirse una liberación de energía relevante, y la probabilidad de que eso ocurra durante los próximos 15 años es muy, muy alta. En ese sentido, GasAtacama está llevando a cabo planes de contingencia que están asociados a, principalmente, mantener la seguridad de suministro ante un evento de GasAtacama volvió a tener una contribución muy relevante a la continuidad de suministro dentro del SING. catástrofe. Todos sabemos que somos un país sísmico, y eventos como el sismo del 27 de febrero, lamentablemente se pueden volver a repetir, como nos recuerdan las estadísticas que indican que Chile es el país donde se han registrado tres o cuatro de los mayores 10 sismos registrados en la historia del mundo. Lamentablemente ese es nuestro sino, mirando Durante 2010 concluirán algunas inversiones en la central Atacama, inyección de recursos que bordean los US$20 millones. I julio 2010 I nº 126 9

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12 reportaje central Energía nuclear» Es un tema de debate, en el país se ha avanzado a punta de estudios ordenados por el Gobierno, pero existe consenso que es algo que al menos se debe investigar. Es importante que Chile continúe los estudios y en ese sentido estimamos indispensable que se establezcan mecanismos que permitan concordar políticas de Estado en esta materia, porque está claro que temas como la energía nuclear, como el desarrollo de las ERNC, temas como las grandes centrales hidráulicas en el sur de Chile, y otras similares requieren de muchos años de estudio, muchos años de desarrollo y construcción y muchísimos años para recuperar las inversiones. Por lo tanto, es importante que existan consensos políticos que den estabilidad al marco que hagan viable la materialización de esas inversiones en forma oportuna, finaliza Rudolf Araneda. hacia adelante esa es la tasa que probablemente nos seguirá correspondiendo de mega sismos y por lo tanto es correcto preocuparse de una forma distinta, de cuál sería el impacto de un sismo mayor en el norte, cuál sería el impacto sobre las unidades de generación, los sistemas de transmisión y los muelles recepción de carbón y otros combustibles, señala el alto ejecutivo de la generadora. Preocupante es lo que indica Araneda respecto de la seguridad de los puertos, en especial los de carbón, en la Zona Norte y su comportamiento ante un eventual terremoto. Algunos de los muelles de carbón no están diseñados para resistir el embate de un tsunami, a diferencia de los terminales de GNL que sí lo contemplaron en un grado mayor, señala Araneda, agregando un dato extra y que tiene que ver con la diferencia de alturas a nivel costero que se presentan en la zona. Hay áreas de generación en el norte que están a una altura donde el impacto de un eventual tsunami podría ser mucho más relevante que en otras. La zona de Mejillones, por ejemplo, está a una altura mayor que otras donde hay unidades de generación, y por lo tanto el tema del análisis de la resiliencia en las unidades es algo relevante; el tema de los repuestos críticos es otra cosa relevante, y también el de la capacidad de respuesta ante un evento mayor, explica. Desde la palestra de GasAtacama, específicamente la empresa sí muestra su preocupación por el tema sísmico en el norte, aunque asegura que trabajan en medidas de mitigación. Entre otras cosas, en concreto la compañía está haciendo estudios sobre capacidad de resiliencia de las instalaciones, para poder cuenta Araneda responder esa pregunta no sólo con un creo que sino que poder cuantificarla con distintos especialistas tanto por el impacto de la ola sobre las tomas de agua, como del terremoto en los sistemas de transmisión y en estructuras. De los US$20 millones que la empresa está culminando de invertir hay que sumar alrededor de US$10 millones que la compañía está gastando en completar su stock de repuestos, esfuerzo que está íntimamente ligado al contrato de respaldo suscrito con las mineras. Nuestra compañía debe ser una de aquellas a nivel de país con la mayor cantidad de repuestos; y eso, qué ha permitido?: que la tasa de respuesta ante fallas sea menor, señala Araneda, aunque reconoce que eso ha significado un mayor costo de capital. En este caso era central porque ese es el servicio comprometido, que es el servicio de respaldo, la capacidad de funcionar hasta con el total de los equipos con diesel cuando fuese necesario, como afortunadamente se pudo hacer cada vez que el SING lo ha requerido, indica. Un tema es que GasAtacama deba suministrar energía eléctrica a sus clientes, cualquiera sea la contingencia, y más aún si ésta tiene que ver con problemas puntuales de funcionamiento de la infraestructura o por uso de un combustible en específico, donde en ese caso su responsabilidad es total. Sin embargo, diferente es el juicio ante una situación de catástrofe natural (terremoto, por ejemplo), donde existe ambigüedad ante si se mantiene la obligación de acuerdo a un contrato en específico o hay una cláusula de fuerza mayor. La postura de la compañía es interesante: No cabe duda que desde un punto de vista jurídico todas las compañías estarían amparadas por una situación jurídica de fuerza mayor, pero sabemos que eso no responde a la necesidad económica que tienen las compañías mineras de entender cómo continúa la operación. Nosotros no estamos tranquilos con la excusa jurídica para GasAtacama, lo que estamos viendo es si podemos mejorar el nivel de resiliencia para que nuestra compañía pueda otorgar un mayor nivel de seguridad a los grandes usuarios, en definitiva a quienes nos debemos, enfatiza Rudolf Araneda. Ley A partir del 1 de enero de este año ya es obligación para las compañías generadoras del país certificar que un porcentaje de su nueva capacidad de generación es a base de energías renovables. Y GasAtacama no es la excepción. En ese contexto, la compañía está trabajando en tres frentes en el ámbito de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC): está trabajando y se asoció con un grupo de proveedores y con otro de operadores de centrales eólicas para participar en dos licitaciones que la compañía analiza en el norte de Chile, referente al suministro de energía en base a energía eólica. Por otro lado, GasAtacama se encuentra midiendo radiación solar en cinco puntos de la Región de Antofagasta, vinculado a dos evaluaciones que realiza en generación solar. Y finalmente la empresa se asoció con dos grupos para partir, próximamente, en el ámbito de los biocombustibles a partir de microalgas. Ei Entre su planes de inversión, GasAtacama se encuentra ampliando su planta de agua. GasAtacama, consciente de la entrada en vigencia de la Ley , analiza entrar en tres áreas de las energías renovables: eólica, solar y biocombustibles. I julio 2010 I nº

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14 entrevista central Imbuido en el trabajo que día a día le significa la empresa GasAtacama, el máximo ejecutivo de la eléctrica se encuentra embarcado en una tarea que tiene como fin sentar un debate que concluya luego con el dictamen de normas de emisiones en el país. I Rudolf Araneda, gerente general GasAtacama I Resulta inaceptable que este país no tenga normas de emisión fin de que ésta dé el impulso definitivo a una norma que, a su juicio, es inaceptable aún no se aplique en Chile. Recordado es el episodio en el que a fines de la administración de la Presidenta Michelle Bachelet el ministro de Energía del momento, Marcelo Tokman, y la titular de Medio Ambiente de la época Ana Lya Uriarte entraron en una controversia respecto de la interpretación de la importada Norma de Emisiones, sobre su complejidad de aplicarla en Chile, su rigurosidad respecto de por ejemplo lo que ocurre en Europa, y si esta es adecuada o no para normar las diferentes industrias que se ubican a lo largo del país. El máximo ejecutivo de la compañía generadora cree que se ha tenido un manto de dudas (e inexactitudes) respecto a lo que por la norma se entiende, y no a justifica aquellos que impiden que esta se adopte de una vez por todas. De hecho, cuenta a revista ELECTRICIDAD que como compañía han presentado desde 2004 estudios a la autoridad con el - GasAtacama tiene un pensamiento bastante diferente al de la industria en lo que a Norma de Emisiones se entiende. Por qué, qué es lo que proponen? - En primer término, en cuanto a Norma de Emisión, nuestra compañía, al menos hace unos ocho años ha propuesto que en Chile se dicte una Norma de Emisión para las unidades de generación. Chile es el único país de desarrollo medio que no tiene una Norma de Emisión. Estamos seguros que la dictación de una norma de emisiones diseñada adecuadamente será muy beneficiosa para el país porque: a) puede promover la eficiencia energética; b) evitará que se copen innecesariamente las limitadas cuencas adecuadas para la instalación de centrales eléctricas, facilitando la competencia y el acceso de los usuarios a mejores precios de la energía; c) limitará el grave impacto sobre la salud de las comunidades cercanas, el medio ambiente y el desarrollo económico en el área geográfica cercana a las centrales; d) acotará la competencia desleal de generadores que hasta I julio 2010 I nº

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16 entrevista central ahora no se hacen cargo de las externalidades ambientales que provocan; e) la mayor transparencia permitirá a los usuarios conocer los impactos ambientales locales y globales provocados por los diversos generadores, y en consecuencia elegir informadamente a su suministrador, conocer su huella de carbono y mejorar su competitividad en los mercados internacionales. - Se puede aplicar una norma diferenciada para la zona norte y la centro-sur de Chile o debe ser homogénea? - Nosotros pensamos que debiera ser una norma homogénea. Tanto porque las cuencas del norte también están saturadas, como porque a la larga, el concepto de trazabilidad de las emisiones asociadas a los distintos productos exportados será crecientemente importante y las exportaciones serán determinantes para el desarrollo económico tanto en el norte como en el centro-sur del país. El modelo de desarrollo de nuestro país para las siguientes décadas es de una economía exportadora inserta en un mundo donde la trazabilidad de los procesos de producción es clave y en donde también el nivel de las emisiones de CO2 asociadas a cada producto puede ser una ventaja o una restricción. - La Norma de Emisiones ha causado mucho revuelo porque se sostiene que es mucho más estricta que la que, incluso, opera en Europa. - (Enérgico) Eso es falso!, ese es precisamente uno de los puntos que quisiera aclarar: aquí se ha señalado públicamente una serie de antecedentes absolutamente falsos, se ha señalado que la Norma es absurdamente estricta y está fuera de los cánones internacionales, la verdad es que los niveles de emisiones propuestos están en el rango establecido por la Comunidad Europea y por el Banco Mundial; se ha señalado que los niveles de inversión en que hay que incurrir para llegar a niveles razonables de emisión hacen inviable la inversión en generación, falso. La verdad es que los niveles de inversión requeridos en equipos de abatimiento están entre un 7% y un 10% del total y los incrementos en los costos de energía están en el rango de 3%, esos son los números. Entonces no es cierto que para estar en niveles razonables de emisión las inversiones sean inviables, no es cierto que si las cosas se hacen bien la energía cueste el triple, eso es falso, cuesta 3% más, y por lo tanto los beneficios son muy superiores al incremento de los costos. - Cómo fundamenta su opinión? - Hemos hecho un análisis muy a fondo que se basa en una serie de estudios objetivos contratados a los consultores más prestigiosos del país. Hicimos un estudio de análisis de las normas de emisión para centrales termoeléctricas a nivel internacional y se consultaron prácticamente todos los países del mundo, eso se hizo con Gestión Ambiental Consultores y entregamos a mediados de 2006 una propuesta al Gobierno. Durante el presente año completamos un estudio de análisis del impacto del anteproyecto de la norma de emisión que se tramita en la actualidad, con Valgesta, y luego otro estudio con Gestión Ambiental, esto con el fin de verificar los números, tanto de las inversiones que estarían asociadas al cumplimiento de la norma, pero también de los valores que se generan y el impacto que tendrían en costos marginales, tarifas para los usuarios. Y con la empresa Dessau Ingentra hicimos un estudio en relación a las inversiones necesarias para el abatimiento de emisiones, consultando con diversos proveedores a nivel mundial para poder verificar el incremento de la inversión en una central a carbón, en una ciclo combinado, en una central diesel, para poder cumplir con las normas de emisiones propuestas así como existentes en cada país. Estamos haciendo un esfuerzo por atacar la discusión en el debido lugar de un análisis riguroso en lo técnico y económico. - Ustedes llevan a cabo estos estudios a título de GasAtacama, pero como un aporte al sector. - Por supuesto. En definitiva, los puntos que nos preocupan son los siguientes: nuestros clientes principales son las compañías mineras del país y ellas buscan cuatro elementos centrales en el ámbito del abastecimiento de energía: primero, suficiencia, en cuanto a que exista la capacidad instalada suficiente para generar; segundo, seguridad, esto se logra a través de una diversificación de tecnologías, de proveedores, de servicios de respaldo, de capacidad de resiliencia respecto de los terremotos o tsunamis en el norte; tercero costo, incluyendo los impactos de las mayores emisiones de CO2; y en el cuarto punto está el tema de que el suministro de energía se haga de una forma tal que ambientalmente genere los menores impactos posibles. Dados esas propuestas así como aquellos objetivos definidos por las compañías mineras, queremos contribuir a que puedan cuantificar objetivamente en qué medida la diversificación de la matriz energética en el norte, evitando por ejemplo que sea todo carbón, la diversificación del suministro de gas permitiendo el acceso efectivo a diversos proveedores de GNL, a diversos proveedores regionales de gas, así como a que haya participación de energías renovables en la matriz, contribuyen a esos objetivos de suficiencia, de seguridad, de GasAtacama ha realizado en total cuatro estudios que han sido presentados a la autoridad. Pero Rudolf Araneda no entiende por qué este país no tiene aún normas de emisiones. I julio 2010 I nº

17 entrevista central Araneda plantea que al alero de la Norma de Emisiones exista un sistema de monitoreo On Line, para que a cada minuto se pueda saber quién y cuánto emite. competitividad de costos y de impacto ambiental acotado. Y entonces surgen algunas materias, como son la debida consideración de todas las externalidades ambientales causadas por las distintas formas de generar, y resulta que en Chile, en las últimas décadas, hemos avanzado muy poco en esta materia, y las externalidades causadas por la generación a carbón no están debidamente contempladas. Pero va a llegar el momento que, a través de un carbon tax o de limitaciones al comercio internacional, va a terminar teniendo un impacto enorme sobre la minería en el norte y sobre otros rubros exportadores en Chile, pero hoy se avanza como si fuéramos ciegos frente a esta tendencia mundial que es evidente y que se consolida cada día. - Cómo se explica que presentada la primera propuesta de GasAtacama en 2006, a la fecha todavía no pueda haber una sola postura a nivel gubernamental? - Todos sabemos que hay algunos generadores que en forma sistemática han planteado a las autoridades de Gobierno la inconveniencia de la dictación de una normativa, porque quieren evitarse algunas inversiones en abatimiento. A nosotros en cambio nos parece indispensable que Chile adopte normas similares a las que tienen los países a los cuales Chile destina sus exportaciones. Los estudios que hemos aportado permitirán descartar argumentos como que las inversiones en abatimiento de emisiones no son abordables o que los costos de la energía se van a disparar. - A qué conclusiones han llegado entonces? - Las grandes conclusiones incluyen: en primer término, que la propuesta que se hizo por parte de Conama estableciendo unos determinados niveles de emisión para partículas para azufre y para NOx, en general están dentro de los rangos aplicables en la mayoría de los países y que no es cierto que sea mucho más estricta que cualquier que se aplica a los países de desarrollo económico medio bajo, no a los países ricos, a los cuales se les aplican normas bastantes más estrictas que las del BM. Entonces, al menos las del BM hay que poder cumplirlas, Chile probablemente debiera de intentar cumplir aquellas aplicables en los países OECD a la cual pertenecemos y a los cuales se destinan la mayor parte de nuestras exportaciones, porque no podemos pretender que exijan a la producción local normas distintas que las que nos van a exigir luego. En ese ámbito, el nivel de exigencia no es desmesurado sino está dentro de rangos razonables, como los que exigen en casi todo los países. - Qué otra conclusión? - Verificamos con un sistema absolutamente independiente que efectivamente la inversión total que hay que hacer al parque existente para adecuarse a la norma se sitúa en torno a US$650 millones, lo que representa una inversión del rango de 5% del valor del parque existente. Y en cuanto a nuevas centrales, los valores que significa hacer inversiones en abatimiento representan un incremento de la inversión en el rango del 7% al 10%, de lo cual hay una parte que desde hace unos años se hace de todos modos, por lo tanto estamos hablando de incrementar las inversiones en los rangos de 3% a 4% respecto de la situación sin norma. El impacto que esto tiene en la tarifa final de la electricidad para usuarios residenciales es inferior a un 3%, por lo tanto no es efectivo que la aplicación de una norma que implique restricciones para las emisiones, signifique la necesidad de unos incrementos absurdos en las inversiones, el incremento es menor a 7%. No es cierto, a su vez, que el valor de la electricidad se va a disparar, el incremento está entre 1% y 3%; no es cierto que se modifiquen los costos marginales en forma relevante y que se altere el orden de despacho, este prácticamente no se altera, como muestran los modelos que corrimos para los siguientes 10 años para ambos sistemas, SIC y SING. Por lo tanto, no es cierto que se den estos grandes desastres o limitaciones de las cuales se ha hablado con el objeto de generar una inhibición para que las autoridades avancen en esta materia. Resulta que en Chile se está subsidiando por vía de que toda la comunidad está asumiendo la externalidad y que no está siendo asumida por quien la provoca. otro país del mundo. El único ámbito para el cual la norma es sumamente estricta se refiere a emisiones de SOx para centrales diesel, y si bien eso es cierto, dado que en Chile se estableció que el diesel chileno prácticamente no va a tener azufre. Y por lo tanto aunque la norma para centrales diesel sea muy estricta, se puede cumplir incluso sin equipos de abatimiento, porque el diesel prácticamente no tendrá azufre. Tanto a lo que se refiere a cantidad de NOx partículas como, los niveles propuestos están dentro de los rangos que se piden a nivel del Banco Mundial (BM), es esa la norma - Este es un esfuerzo exclusivo de GasAtacama? - Ante la consulta de diversas compañías mineras, estamos haciendo un esfuerzo por contribuir a la discusión con antecedentes y propuestas técnicas y económicas rigurosas dado que no nos parece aceptable el esquema que han seguido algunos generadores hasta ahora de dar una sensación de un impacto negativo para el desarrollo del sector y los usuarios si se estableciera una Norma de Emisión. - Independiente cuál sea la fuente de generación, dependerá también la cantidad de inversión se requiera para cada central? - Efectivamente las inversiones en abatimiento son mayores para combustibles que, como el carbón o el petróleo, contienen más partículas, más azufre y más metales pesados. Este mayor costo de abatir sus mayores 16 nº 126 I julio 2010 I

18 entrevista central emisiones y asumir las externalidades del mayor volumen de CO2 producido, se traduce justamente en un mayor castigo al precio internacional del carbón. Sería tremendamente inequitativo y contrario a la competencia leal que algunos generadores se beneficien del menor costo del carbón y no asuman las externalidades ambientales que provocan. No resulta lógico que se favorezca con una normativa más benigna a las tecnologías que contaminan más, y que copan innecesariamente valles y cuencas afectando a la competencia entre generadores. También es cierto que unidades más antiguas deberán desembolsar más en abatimiento. Ello es lógico, si llevan años provocando fuertes externalidades y además han recuperado el capital invertido. Dado que seguirán percibiendo ingresos por potencia y por sus contratos comerciales, no tendrán problemas en asumir las inversiones y costos de abatimiento para adecuarse a estándares internacionales normales. - Para efectos de la Huella de Carbono, cómo se establece la medición en el caso de una central de ciclo combinado que genera en base a un combustible como el gas natural, pero que también puede hacerlo con diesel? - La idea sería, y ese es un punto relevante en la propuesta, que estas mediciones deben ser en línea, estar disponibles en todo minuto, para toda la comunidad. y deben demostrar que la unidad de generación cumple la norma cualquiera sea el combustible que está utilizando. En el caso nuestro por ejemplo, debemos ampliar la planta de agua para pulverizarla en torno a la llama cuando utilizamos diesel, y de ese modo adecuarnos a la norma de máximas emisiones NOx. - A qué conduce la medida en línea? - Una medición en línea permanente asegura transparencia y una operación responsable por parte de los generadores. Es importante terminar con la práctica de algunas centrales que desconectan los sistemas de medición, de modo que no siempre se registran los momentos peak de emisiones. Aquí hay también un tema central que es la transparencia, el derecho a acceso de toda la comunidad de poder conocer las emisiones de las unidades de generación de este país y poder determinar así su propia huella de carbono y de otros contaminantes. Ello permitirá a cada ciudadano y empresa elegir el suministro de energía que estime más adecuado a su propio compromiso ambiental. - Eventualmente teniendo una Norma de Emisión dictada por el Gobierno, en cuánto tiempo se podría tener un sistema como el que se plantea? - De acuerdo a cotizaciones recolectadas de proveedores de equipos de medición en línea de contaminantes, estos pueden estar instalados dentro de 12 meses. De acuerdo a cotizaciones de proveedores de equipos de abatimiento para centrales térmicas a carbón, diesel y gas, éstas pueden estar instaladas dentro de 24 meses. Por ello el plazo de 3 años contemplado por la propuesta de norma es suficiente. Aún así, pensamos que debe contarse con la flexibilidad necesaria para evitar en lo posible indisponibilidades adicionales de las centrales haciendo coincidir el ajuste que hay que hacer a las centrales con las mantenciones mayores que se programan de todos modos cada 12 o 24 meses. Debiera haber un organismo competente, podría ser el propio CDEC, quien es el que mejor sabe qué unidad está siendo despachada en cada momento. - La entrega de la información va a ser responsabilidad de cada empresa o va a haber un organismo dedicado exclusivamente a esto? - Debiera ser responsabilidad de cada generador, además de la centralización de la misma en un organismo competente, como la CNE o como el propio CDEC, quien es el que mejor sabe qué unidad está siendo despachada en cada momento, y la supervisión de la SEC. Si bien sabemos que los electrones se distribuyen en forma completamente independiente de cual es la estructura contractual, lo que sí debiera existir es una responsabilidad directa del generador y del cliente que suscribió con él, en cuanto a que es ese cliente el que debiera anotar para efectos de la trazabilidad de sus productos, las emisiones asociadas al suministro eléctrico que contrató. Eso sería lo justo, que cada uno responda por los nuevos contratos que suscribe y en consecuencia los incentivos que genera o no sobre los generadores para que éstas inviertan y actúen de una determinada forma frente a las emisiones. - En término de sanciones internas por el no cumplimiento de la Norma, cuál es su opinión? - Ese debiese ser un tema a discutir, pero de lo que no tengo duda es que debe existir claramente establecido en la normativa el que cada generador asume directamente la responsabilidad por sus emisiones, en la eventualidad de que el país o el usuario se vea afecto a una tasa impositiva específica (carbon tax) o restricción de comercio, dicho generador, se haga responsable por sus emisiones de contaminantes y CO2 asociadas. Por ejemplo, qué está pasando en el norte: las emisiones de CO2 por tonelada de cobre están subiendo de 2 toneladas de CO2 por tonelada de cobre a 4 toneladas de CO2 por tonelada de cobre y eso tiene, obviamente, sumamente preocupados a varias compañías mineras. Aquí es donde es importante que el diseño del sistema sea justo en cuanto a que aquellos usuarios, que tienen una preocupación activa por el tema, reciban los beneficios asociados a su preocupación, y su disposición a fomentar distintos tipos de energía de aquellos que no lo hagan. - Ustedes ya se reunieron con el ministro Raineri, les queda algo pendiente? - Sí, tal como otros generadores, nos reunimos con él, y en su oportunidad le entregamos la propuesta a la Conama, tienen los antecedentes para su análisis y resolución. Ei I julio 2010 I nº

19 electricidad Hoy en el país quienes más saben sobre el tema colocan sobre la mesa una vez más la eterna discusión acerca de si es factible una interconexión entre los dos más grandes e importantes sistemas eléctricos del país. I Interconexión SIC-SING I Un solo sistema eléctrico nuevamente al debate Nuestro país tiene características geográficas que lo hacen ser único en el mundo. Estas mismas características hacen también que en términos eléctricos Chile presente un mapa de generación y una red de transmisión particularmente adecuada a la conformación del país, esto principalmente con operación de centrales termoeléctricas en el norte y con hidroeléctricas en la zona centro-sur. En el caso de la red de transmisión, también el país cuenta con sistemas ad hoc a la situación geográfica, estableciendo un gran sistema entre Taltal y Chiloé, conocido como el Sistema Interconectado Central (SIC), donde vive cerca del 95% de la población de Chile, otro grande en el extremo norte abarcando las regiones de Arica y Parinacota, Tarapacá y Antofagasta, y conocido como el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), donde el principal cliente de energía eléctrica son las compañías mineras, con una demanda que bordea el 93% del total, dejando a clientes regulados el restante 7% de la demanda, y dos sistemas menores para Aysén y Magallanes. Mientras el SIC tiene una capacidad instalada de MW, pero con un consumo que supera levemente los MW, el SING presenta una potencia instalada de MW, pero un consumo levemente superior a los MW. Estos datos son relevantes y responden en alguna medida, cosa que se verá más adelante, una de las interrogantes del porqué el país aún no puede materializar del todo una interconexión entre sus dos principales sistemas eléctricos. Los problemas generados a partir del terremoto y tsunami del pasado 27 de febrero trajeron a discusión una vez más la factibilidad de interconectar ambos sistemas, situación que según algunos expertos permitiría crear un solo gran sistema eléctrico a nivel nacional, cuyos estándares posibilitarían que ante episodios como el vivido a fines de febrero, u otros, no cree un escenario de inseguridad de abastecimiento de energía eléctrica. Cabe señalar que para que exista una real interconexión entre los sistemas, desde el punto de vista de seguridad de abastecimiento, tanto el SIC como el SING deben contar con excedentes propios que permita a uno u otro abastecer de la totalidad de suministro en caso de que cualquiera de los dos sistemas se vea afectado por un blackout, como el ocurrido el pasado 14 de marzo en el SIC. Podría en ese caso el SING haber abastecido, además de su consumo propio, de energía eléctrica al sistema centro sur? La interconexión SIC-SING, como se señaló, no es idea nueva. Se ha debatido en más de una oportunidad (incluso hay quienes establecen que la energía nuclear, en definitiva la instalación de un reactor de potencia en el país, puede ser émbolo a través del cual gire la posible interconexión), pero las conclusiones generadas en cada debate han sido incapaces de crear una posición sólida y certera que impulse en definitiva la conexión de ambos sistemas. De hecho, las opiniones acerca de la factibilidad y de la necesidad de interconectar el SIC con el SING son variadas y no necesariamente apuntan a que esta interconexión es posible y trascendental. 18 nº 126 I julio 2010 I

20 electricidad La voz de los generadores Una de las empresas importantes de generación en el sistema eléctrico del norte es GasAtacama. Así como relevante es su posición en el SING, con sus casi 800 MW de potencia instalada, importante es también su opinión respecto de la posibilidad de interconectar los sistemas eléctricos. En ese contexto Rudolf Araneda, gerente general de la generadora, tiene un particular modo de analizar esta situación, que está dado por las diferencias que se establecen a la hora de hablar de interconexión hoy y en años anteriores. Si por una parte señala que actualmente los principales esfuerzos por interconectar ambos sistemas están ligados al tema de la seguridad de abastecimiento, años atrás las causas obedecían a un tema netamente de precios. El motivador de esta propuesta o análisis por parte del Gobierno está dado hoy esencialmente por el tema de la seguridad. El tema que motivaba la conversación y el análisis previamente se basaba en términos de posibilidades de precios, explicó el alto dirigente de la generadora. Ahora, si lo que se pretende hoy con la interconexión es contar con energía segura, Araneda explica que para que haya flujo relevante de un sistema a otro se debe pensar que la interconexión entre los dos sistemas no puede ser una interconexión entre sus bordes, por cuanto los sistemas de transmisión son ahí sumamente frágiles. Entonces indicó Araneda tiene que llegar a un punto mucho más cercano a Santiago. Agrega el ejecutivo que para que de verdad haya una interconexión de los sistemas, esta línea de transmisión debe ser capaz de transmitir una cantidad de relevancia, y por consiguiente eso hace de inmediato que la línea sea de una extensión importante y, por lo tanto, significa una inversión no menor. Rudolf Araneda también entregó el siguiente dato que se debe tener en consideración a la hora de hablar de interconexión en cuanto a seguridad de abastecimiento: (La interconexión) tiene sentido en la medida de que alguno de los dos sistemas tenga excedentes sostenibles, no puntuales por una hora, y existan diferenciales de precios que justifiquen y hagan rentable esa línea, aseguró, respondiendo de inmediato y de forma tajante: Y esa condición no existía ni existe. El ejecutivo de GasAtacama manifestó que cuando se plantea la interconexión como una línea de respaldo de seguridad, el análisis puede ser distinto porque cuando se está hablando de seguridad las consideraciones son otras: Ya no estamos haciendo aprovechamientos de flujo por diferenciales de precios sino que ahí el análisis es si es esta una medida eficaz, posible para respaldar a uno de los dos sistemas ante el desastre total, por ejemplo, en sus unidades de generación. Si tiene lógica hacerlo nos vamos a encontrar con que hoy ninguno de los dos sistemas tiene holgura como para asumir las demandas del otro. Concluyó Araneda manifestando que objetivamente la interconexión puede ser una contribución, aunque hay que establecer la verdadera necesidad de interconectar. Las aspiraciones mineras Desde hace algunos meses el sector de la minería viene planteando la necesidad de interconectar ambos sistemas. Y es que según la industria, en el norte del país la energía que demandan es alrededor de 30% más cara que en cualquier parte del mundo, lo que a todas luces no es competitivo. Los problemas generados a partir del terremoto y tsunami del pasado 27 de febrero trajo a discusión una vez más la factibilidad de interconectar ambos sistemas. Para Francisco Costabal, presidente saliente del Consejo Minero, la situación es particularmente compleja. Sobre el incremento sostenido de los costos en energía, el dirigente señaló que en el tema energético hemos tenido de todo, desde preocupación por abastecimiento a futuro hasta cambios en la matriz de generación por problemas ajenos, como el tema del gas argentino, aunque después, cuando se cortó el gas, tuvimos que sufrir con petróleo. Después se empezaron a construir carboneras y ahora hay proyecto hídricos en proceso de aprobación y proyectos de energías renovables no convencionales. Todo ha ido evolucionando. La minería ha tenido un rol muy activo sobre todo en el norte: desde facilitar los recursos para que la población del norte no se viera afectada, pasando por una alza significativa de los costos cuando habían dificultades financieras de uno de los generadores, hasta ayudar a la construcción de la planta de GNL en Mejillones. La minería está con un compromiso, primero porque tiene una demanda muy preponderante en el SIC y en el SING, y por otro lado porque sin energía no hay minería, explicó Costabal. Sin embargo, el gremio tiene claro que la energía no es su rubro y en él no se quieren meter, aunque reconocen en la industria que deben preocuparse de que se solucionen los problemas de abastecimiento y precio, con una mirada de corto, mediano y largo plazo; para la mirada de largo plazo tenemos que analizar todas las opciones posibles de generación energética que existen en el mundo, manifestó Costabal. La minería es una de las industrias interesadas en que se concrete una interconexión eléctrica entre el SIC y el SING, lo que permitiría bajar eventualmente los costos por energía que hoy en el norte son 30% más caros que en cualquier parte del mundo. I julio 2010 I nº

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