desafíos para el desarrollo del mercado eléctrico chileno sr. rené muga e. gerente general
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Desafíos para el desarrollo del mercado eléctrico chileno Sr. René Muga E. Gerente General Asociación Gremial de Generadoras de Chile 12 - Junio - 2012. Contexto País. Se conformó un nuevo escenario - PowerPoint PPT PresentationTRANSCRIPT
Desafíos para el desarrollo del mercado eléctrico chileno
Sr. René Muga E.Gerente General
Asociación Gremial de Generadoras de Chile
12 - Junio - 2012
Contexto PaísSe conformó un nuevo escenario
Movimientos ciudadanos demandantes, con énfasis en la defensa del medio ambiente (de manera transversal) y la protección de espacios propios (de manera local). Mayor conciencia de sus derechos. Aumenta influencia de redes sociales y
de mensajes simples-cortos-efectistas (twitter de 140 caracteres). Empoderamiento social y relevancia de las redes
La Energía en el centro del debateLa energía es parte del debate en todos los ámbito. No es un fenómeno sólo
chileno. Se explicitan distintas visiones de cómo debe desarrollarse esta industria. La energía es vista cada vez más como un costo y no un beneficio. Se diluyen
conceptos (técnicos) relevantes y aparecen con más fuerza posiciones más emocionales.
El desarrollo económico y el avance en la calidad de vida implican un mayor uso de energía eléctrica
El consumo de electricidad de duplicará de aquí a 12-15 años y la demanda seguirá creciendo por sobre el PIB.
En minería, si se llevan adelante las inversiones proyectadas la demanda crecerá un 80% en la próxima década.
Al igual que en la generación, el desarrollo de la transmisión eléctrica requerirá responder oportunamente al mayor consumo estimado.
Nuevos proyectos de generación (y transmisión) se demoran cada vez más tiempo en su desarrollo y enfrentan un clima de creciente incertidumbre lo que reduce la velocidad con la que crece la oferta.
La base del crecimiento de la oferta deben ser la entrada de nuevos proyectos eficientes que garanticen la seguridad del suministro, dentro de un mercado competitivo y abierto.
Hechos
Lo que se traduce en términos de energía eléctrica en…
Suficiente yoportuna
Aceptada por la sociedad
Sustentable ambientalmente
Eficiente y competitiva
Segura
Generación creciente y más diversificada que: de sustento eficiente al
crecimiento de la demanda procure la mayor
independencia posible de comb. fósiles importados
garantice seguridad de suministro
permita reducir emisiones de GEI y se puedan establecer relaciones constructivas con la comunidad
Cuyos atributos sean
Costos
Variab
ilidad
Generación
Dependencia Ex
terna
Emisio
nes
Efecto
Medioam
biental
Conflicto co
n la ciu
dadan
ía
Carbón
Nivel
Alto
Medio
Bajo
Pues no existe la “bala de plata”
Costos
Variab
ilidad
Generación
Dependencia Ex
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Emisio
nes
Efecto
Medioam
biental
Conflicto co
n la ciu
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ía
Carbón
Solar
Nivel
Alto
Medio
Bajo
Pues no existe la “bala de plata”
Costos
Variab
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Generación
Dependencia Ex
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Efecto
Medioam
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Conflicto co
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Carbón
GNL
Solar
Nivel
Alto
Medio
Bajo
Pues no existe la “bala de plata”
Costos
Variab
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Generación
Dependencia Ex
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Emisio
nes
Efecto
Medioam
biental
Conflicto co
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dadan
ía
Carbón
GNL
Hidro
Solar
Nivel
Alto
Medio
Bajo
Pues no existe la “bala de plata”
Costos
Variab
ilidad
Generación
Dependencia Ex
terna
Emisio
nes
Efecto
Medioam
biental
Conflicto co
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dadan
ía
Carbón
GNL
Hidro
Eólica
Solar
Nivel
Alto
Medio
Bajo
Pues no existe la “bala de plata”
Costos
Variab
ilidad
Generación
Dependencia Ex
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Emisio
nes
Efecto
Medioam
biental
Conflicto co
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Carbón
GNL
Nuclear
Hidro
Eólica
Solar
Nivel
Alto
Medio
Bajo
Pues no existe la “bala de plata”
Costos
Variab
ilidad
Generación
Dependencia Ex
terna
Emisio
nes
Efecto
Medioam
biental
Conflicto co
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dadan
ía
Carbón
GNL
Nuclear
Hidro
Eólica
Solar
Geotermia
Nivel
Alto
Medio
Bajo
Pues no existe la “bala de plata”
CONFIABILIDAD
COM
PETI
TIVI
DADSUSTENTABILIDAD
Energía Suficiente, Oportuna y Segura• Gestionable• Suficiencia• Suministro de
combustible• Factores climáticos• Fuerza mayor
Energía a costo competitivo• Insumo básico• Calidad de vida• Precio de combustibles• Factores climáticos (sequía, vientos, etc.)• Localización
Aceptabilidad social y con menor impacto posible• Comunidad• Impactos
ambientales• GEI• Costos
Mix de Generación
La Generación eficiente en un mercado competitivo
debe considerar factores de riesgo que es distinto a incertidumbre
En resumen: un mix de tecnologías que permita equilibrar los 3 principios de un mercado competitivo moderno
Crecimiento entre 5%-7% interanual
Mayores certezas y menor judicialización
Reducir desfase entre Oferta y
Demanda
Voluntad política para resolver dificultades
Soluciones basadas en
Sostenibilidad
Una mayor celeridad en autorizaciones
Desafíos que enfrenta el sector eléctrico chilenoA corto, mediano y largo plazo
Crecimiento entre 5%-7% interanual
Mayores certezas y menor judicialización
Reducir desfase entre Oferta y
Demanda
Voluntad política para resolver dificultades
Soluciones basadas en
Sostenibilidad
Una mayor celeridad en autorizaciones
Desafíos que enfrenta el sector eléctrico chilenoA corto, mediano y largo plazo
Lo que se proyecta
19601964
19681972
19761980
19841988
19921996
20002004
2008 -
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
18,000
20,000
Chile
Miembros OCDE(Chile x 2,5)
Nueva Zelandia(Chile x 2,9)
Estados Unidos(Chile x 4,1)
Canadá(Chile x 5,1)
Nivel de desarrollo hace prever todavía un comportamiento acoplado al crecimiento del producto para los próximos años
Fuente: worldbank.org
Consumo Anual Per Cápita - kWh
20112012
20132014
20152016
20172018
20192020
20212022
20232024
20252026
20272028
20292030
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
180000
SINGSIC
Fuente: CNE, ITP SING y SIC Abril 2012 (2022 en adelante estimación propia según tasas crecimiento largo plazo CNE: 4,9% SIC; 5,0% SING)
Capacidad Instalada 2011≈ 17.000 MWAl 2023 se necesitará duplicar la capacidad instalada de generación actual, y al 2030 casi triplicarla
2023: 2 veces consumo de 2011
2030: 2,8 veces consumo de 2011
Proyección de Ventas de Energía Eléctrica - GWh
La minería pretende inversiones del orden de los US$ 100 mil millones: la minería consume 1/3 de la energía eléctrica de Chile
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 20200
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
Proyección de consumo eléctrico en la minería
base SING proyectos SING base SIC proyectos SIC
GWh
Fuente: Cochilco ,“Estudio prospectivo al año 2020 de consumo de energía eléctrica en la minería del Cobre”, dic.2011
80% de aumento
Al año 2020 el cobre demandará más de 34 millones de MWh de energía, un 80% más que el año 2010 (se estiman 2.500 MW de potencia adicionales).
Crecimiento entre 5%-7% interanual
Mayores certezas y menor judicialización
Reducir desfase entre Oferta y
Demanda
Voluntad política para resolver dificultades
Soluciones basadas en
Sostenibilidad
Una mayor celeridad en autorizaciones
Desafíos que enfrenta el sector eléctrico chilenoA corto, mediano y largo plazo
Es indiscutible que debemos avanzar en proyectos de generación para cubrir las necesidades de energía eléctrica de mediano y
largo plazo
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 20220
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
Otro Geo Solar
Eolico Diesel Carbon
Plan de Obras SING - MW
En construcción
Fuente: CNE-ITP SING Abr 2012
Plan de Obras SIC- MW
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 20220
200
400
600
800
1000
1200
1400
Geo GNL
Bio Eolica
Carbon Hidro
En construcción
Fuente: CNE-ITP SIC Abr 2012
Durante el 2012-2014 se incorporan 1.490 MW de capacidad instalada. Para los siguientes años (hasta el 2022), el Plan de Obras de la CNE recomienda la instalación de 4.656 MW adicionales.
Durante el 2012 se incorporan 22 MW de capacidad instalada. Para los próximos años (hasta el 2022), el Plan de Obras de la CNE recomienda la instalación de 2.290 MW adicionales.
Un ejercicio para observar el abastecimiento en el SICelaborado sobre la base de los datos reales de la segunda semana Mayo/2012
0400
8001200
16002000
24002800
32003600
40004400
48005200
56006000
64006800
72007600
0
50
100
150
200
250
300US$/MWh
MW
Hidráulica
Carbón
Gas
Diesel
Consumo Medio en un día de trabajo en MayoCrecimiento 6% anual
2012
2013
2014
2015
2016
• Hidrología real 2012 esta en el rango 10% mas seco
• Si la hidrología se “normaliza” habría unos 1000 MW adicionales
• Para llevar los costos del mercado spot a valores mas bajos en el año 2012:
• Se necesitarían entre 1000 y 2000 MW adicionales en centrales de base.
• Cada año se necesitarán unos 400 MW adicionales
• En el año 2012 aun no se inicia la construcción de un nuevo proyecto relevante en el SIC
• La última central que entrará en servicio y que está en construcción lo hará en el año 2013.
Oferta y Demanda de electricidad
2.000 MW
3.600 MW
Aumentar la capacidad de generación Somos un país en desarrollo con escasos recursos de combustibles
fósiles y debemos buscar una diversificación de nuestras fuentes de energía primaria. Sin embargo, la generación termoeléctrica seguirá siendo fundamental.
Por otro lado, poseemos un potencial considerable de recursos hídricos que requieren ser explotados para que la brecha de crecimiento sea impulsada con recursos eficientes y competitivos. También así lo reconoce la Estrategia Nacional de Energía.
Es decir, para abastecer el incremento en la demanda que seguirá creciendo, la generación eléctrica deberá fortalecer y ampliar su base hidro-térmica.
Mayor penetración de ERNC debe basarse en condiciones competitivas y no afectar la eficiencia, seguridad de suministro ni costos de generación. Ley 20.257 está cumpliendo objetivos.
Crecimiento entre 5%-7% interanual
Mayores certezas y menor judicialización
Reducir desfase entre Oferta y
Demanda
Voluntad política para resolver dificultades
Soluciones basadas en
SostenibilidadUna mayor celeridad
en autorizaciones
Desafíos que enfrenta el sector eléctrico chilenoA corto, mediano y largo plazo
Se ha constituido una matriz de generación con fuerte componente renovable
Fuente: www.iea.org
33.3%
0.5%
36.8%
20.5%
6.6% 2.0% 0.4%
Hidroeléctrico
Eólico
Carbón
GNL
Diesel
Otro
Gas
Generación por tipo de combustibleSIC + SING
2011
Fuente: CDEC-SING, CDEC-SIC
GWh
Generación de electricidadpor tipo de combustible
Chile
50%
Otras economías (% renovables)
Alemania: 16%U.S.A.: 11%Japón: 11%España: 20% Fuente: AIE 2010 (datos 2008)
Efecto sequía
Key World Energy Statistics 2011, Agencia Internacional de Energía
Las energías tradicionales seguirán teniendola mayor participación en el período 2011-2035
Generación de Electricidad por tipo de combustible
2/3 de la generación mundial es térmica (gas/carbón/petróleo)
Chile representa del orden del 0,2% de las emisiones de GEI a nivel mundial.
Se ha comprometido voluntariamente una reducción del 20% al 2020 de GEI respecto del BAU sobre base 2007.
País en desarrollo. Esfuerzos deben ser coherentes con esa realidad y compromisos de otros países.
Responsabilidades comunes pero diferenciadas.
Aplicación de la Ley 20.257 Ley 20.257 (10% de ERNC al año 2024) está cumpliendo los objetivos
para los que fue planteada (incorporación de ERNC y diversificación). Las señales de mercado y la competitividad creciente de las nuevas tecnologías
de generación debieran ser suficientes para impulsar el cumplimiento pleno de la Ley ERNC vigente.
2010 2011MWh MWh
Retiros Afectos a la Obligación (SIC+SING) 12,948,344 23,979,392
Obligación según Ley ERNC (5%) 647,417 1,198,970
Inyecciones efectivas ERNC 2010 (SIC+SING) 1,031,836 1,309,932% Inyecciones Efectivas/Retiros Afectos 7.97% 5,46%Retiros Totales 2010 (SIC+SING) 54,853,900 57,705,640 (*)% Inyecciones Efectivas/Retiros Totales 1.88% 2,27%
Balance ERNC: SIC + SING
(*) provisoria
Costo de operación de las ERNC
Desplazan despacho de centrales más caras en las horas que ellas generan NO EN TODAS LAS HORAS .
En el SIC este efecto se atenúa con mejores condiciones hídricas que las del 2010 y 2011, y con una parque generador mejor adaptado a la demanda: ACORDÉMONOS DE HACER ESTE CALCULO EN LOS AÑOS SIGUIENTES.
Para la correcta toma de decisiones, es necesario incorporar los costos totales que significa la inversión de ERNC: NO SOLO LOS BENEFICIOS
El sistema técnicamente se puede adaptar a mayores penetraciones de ERNC en teoría, pero lo correcto es comparar con ALTERNATIVAS DE MENOR COSTO QUE LOGRE LOS MISMOS OBJETIVOS (si existen).
2010
ERNC de bajo costo variable de operación prioridad de despacho desplazar en algunas horas centrales de mayor costo variable menores costos de operación.
Elevar la cuota de ERNC más allá de la ley puede ser muy costoso para el país.
Características estructurales de las ERNC (intermitencia, baja predictibilidad, recurso no siempre disponible en horas de punta, en general alejada de los centros de consumo, etc.) hacen necesario regular eficientemente su penetración a los sistemas eléctricos asegurando criterios de competitividad y seguridad
Regulaciones basadas en imposición de cuotas que vayan por encima de crecimiento natural significan sobrecostos en la operación de los sistemas eléctricos. Más si se establecen cuotas por tecnologías El proyecto 20/20 obligaría la instalación adicional de más de 3.500 MW de ERNC al 2020, con
un sobrecosto que fluctúa entre 440 y 940 millones de dólares anuales* (otros estudios indican costos en torno al 0,25% del PIB anual con importantes efectos distributivos**)
Desde el punto de vista ambiental, el proyecto 20/20 no resulta eficaz: El costo de la mitigación resultaría entre 67 a 105 US$/Ton*
Se incurre en un error al considerar sólo el efecto que tienen las ERNC en el despacho del parque generador y consiguientemente en los costos marginales: La evaluación debe incorporar los costos de inversión, de respaldo y de transmisión adicional.
(*) C. Muñoz, AES Gener(**) A. Galetovic y otros
El desafío en materia de renovables Enfrentar el mismo escenario complejo de tramitación y desarrollo de
proyectos que afecta a todo tipo de generación. Contar con una adecuada conexión con los ST y mantener
estabilidad y respaldos. Procurar un desarrollo competitivo entre las distintas tecnologías
asegurando la minimización de costos y la confiabilidad del sistema. No generar distorsiones.
Alinear políticas de promoción de ERNC con los desafíos de Chile frente al Cambio Climático y evaluar económicamente los costos. (Somos un país en desarrollo: responsabilidades comunes pero diferenciadas).
Debatir informadamente sobre las tecnologías de generación eléctrica (costos y beneficios). Aprender de la experiencia internacional.
Penetración de ERNC en base a “Requerimientos de la Demanda”.
Crecimiento entre 5%-7% interanual
Mayores certezas y menor judicialización
Reducir desfase entre Oferta y
Demanda
Voluntad política para resolver dificultades
Soluciones basadas en
Sostenibilidad
Una mayor celeridad en autorizaciones
Desafíos que enfrenta el sector eléctrico chilenoA corto, mediano y largo plazo
Proyectos energéticos requieren 21 permisos ambientales y 35 sectoriales
Proyectos tardan mucho en materializarse
• SEIA toma en promedio 333 días para aprobación• Las concesiones marítimas toman en promedio más de 900 días (alguna esperan
desde 2007)• Tramitaciones ante Ministerio de BBNN para centrales térmicas e hidroeléctricas
tardan en promedio más de 800 días• Concesión definitiva de proyectos de generación hidroeléctricos tarda en promedio
138 días• Concesión definitiva de transmisión tarda en promedio 290 días• Otorgamiento de derechos de agua en promedio tardan 590 días
No se lleva registro de tiempos que demora modificaciones de punto de captación o restitución
Hay solicitudes de autorizaciones de obras hidráulicas esperando desde 2007
El diagnóstico lo constata
Concesiones y servidumbres Plazos de tramitación de concesiones eléctricas exceden los 120 días señalados en la
Ley (Real: 2 a 3 años) Exigencias de identificación de predios, sus propietarios y deslindes no compatibles
con los sistemas de registro Toma de posesión material de terrenos se gestionan en Tribunales, sometiendo al
proyecto a plazos judiciales Larga tramitación de proyectos genera especulación de intermediarios en la
negociación de servidumbres EIA
Exigencias de información de terreno requiere acceso a predios. Ciertos permisos ambientales se gestionan con la concesión otorgada, alargando los plazos
Pertenencias Mineras Detención de obras por acciones amparadas en concesiones mineras, la mayoría con
fines especulativos Riesgos en obras nuevas troncales:
No cumplimiento del plazo de puesta en servicio implica ejecución de la boleta de garantía, multas por día de atraso y costos de congestión
Sobrecostos de inversión por cuenta del adjudicatario
También hay atrasos en transmisión
Vemos con preocupación que las soluciones no lleguen a tiempo
Caso SIC: Sistema actual con importantes limitaciones. Encarece el abastecimiento y disminuye seguridad de suministro.
El último estudio de transmisión troncal ha determinado un nuevo S.T. en 500 kV Cardones - Charrúa. Sin embargo, el proceso de licitación que contemplaba plazos de ejecución de estas ampliaciones hasta mediados del 2017 fue declarado Desierto (24-05-2012) y una nueva licitación está en curso.
2x500 kV1700 MVA
500 kV1700 MVA
Carta Gantt de nuevas obras
Vemos con preocupación que las soluciones no lleguen a tiempo
Todas las líneas nuevas se han atrasado
El Rodeo Chena Concesión: ingresó en mayo de 2006 y se obtuvo el decreto 34 meses más tarde (febrero de 2009) Proceso de toma de posesión del terreno: tomó 2 meses y se necesitó de auxilio de la fuerza pública para hacer
ingreso a 2 predios Nogales Polpaico Concesión: ingresó en abril de 2009 obteniendo el decreto 15 meses más tarde (julio de 2010) Proceso de toma de posesión del terreno: tomó 8 meses en total (hasta entrar al último predio más conflictivo) y
se necesitó de auxilio de la fuerza pública para hacer ingreso a ese predio Se presentaron demandas por pertenencias mineras paralizando las obras
Proyectos de generación en construcción
Bocamina II (Termo-342 MW)
Santa María (Termo-343 MW)
Campiche (Termo-242 MW)
Rucatayo (Hidro-60 MW)
San Pedro (Hidro-144 MW)
Angostura (Hidro-316 MW)
Pulelfu (Hidro-10 MW)
El Arrayán (Eólico-115 MW)
El Paso (Hidro-40 MW)
San Andrés (Hidro-40 MW)
0 1 2 3 4 5 6 7 8
Demora Aprobación Ambiental Desde Aprobacion SEA hasta entrada en operación
Años
Fuente: www.centralenergia. Cl, marzo 2012 en base a SEIA; fechas de entrada en operación según CNE, ITP SIC Abril 2012
promedio actual
de acuerdo a la estimación de la CNE
Crecimiento entre 5%-7% interanual
Mayores certezas y menor judicialización
Reducir desfase entre Oferta y
Demanda
Voluntad política para resolver dificultades
Soluciones basadas en
SostenibilidadUna mayor celeridad
en autorizaciones
Desafíos que enfrenta el sector eléctrico chilenoA corto, mediano y largo plazo
Judicialización Fenómeno que afecta a todas las fuentes de generación por igual, desde
centrales hidroeléctricas hasta eólicas (HidroAysén, Castilla, Parque Eólico de Chiloé).
Con la judicialización se están resolviendo caso a caso problemas que se derivan de la aplicación de políticas públicas. Es un síntoma y no una causa del problema.
Es un hecho reconocido: Informe CADE: En «la actualidad se observa una
radicalización en la opinión pública, la que rechaza todo tipo de iniciativas en el sector eléctrico, sin ponderar debidamente los negativos efectos que podría producir la falta de energía, en el crecimiento económico, el empleo, la reducción de la pobreza y desarrollo social».
Judicialización (2/2) Con los recursos ante tribunales se están resolviendo caso
a caso problemas que son de política pública– Alto incentivo a litigar: costo de litigio ambiental es relativamente bajo.– Alto incentivo a usar SEIA “para todo”. Es uno de los pocos mecanismos
con participación ciudadana.– Corte Suprema debe resolver: recurso a la justicia es un derecho
constitucional.
Ni la Corte Suprema ni SEIA están llamados a hacer políticas públicas
CORTE SUPREMAResuelve caso a caso (no “experto”).Actualmente, remite solución al SEIA (por ej.:
Convenio 169)Si la ley fuera más clara, Corte probablemente
sería más deferente en el fondo (aunque exigente en términos de normas procesales)
SEIA
Diseñado para resolver casos concretos y propone planes de mitigación ambientales que cada vez enfrentan más presión para traspasar ese límite. En los hechos elementos ajenos a lo “ambiental” son cada vez más frecuentes (Nuevo Reglamento).
Crecimiento entre 5%-7% interanual
Mayores certezas y menor judicialización
Reducir desfase entre Oferta y
Demanda
Voluntad política para resolver dificultades
Soluciones basadas en
SostenibilidadUna mayor celeridad
en autorizaciones
Desafíos que enfrenta el sector eléctrico chilenoA corto, mediano y largo plazo
Mejorar el desafío competitivo
Aplicación de las normas establecidas
Mejorar la gestión del Estado
Mejorar clima de inversiones
Visión de LP Aceptación social
Matriz de Generación
Eléctrica
Minimización de los costos totales de
suministro (CTS) para horizonte de tiempo de
largo plazo
Posibles perfeccio-namientos institucionales
y reglamentarios
CONFIABILIDAD
COM
PETI
TIVI
DAD
SUSTENTABILIDAD
La clave es permitir que la oferta se expanda oportunamente y de manera competitiva
Si este proceso se entraba:
Tramitación e incertidumbre, judicialización, dependencia de precios de combustibles importados, cuellos de botella y congestión en transmisión, oposición creciente, inestabilidad regulatoria, caso Campanario, etc.
Vulnerabilidad Mayores trabas
Riesgos
Oportunidades
Se deben reducir las incertidumbres !!
Mejorar el funcionamiento del mercado eléctricoPROBLEMA: Incertidumbre posterga decisión de inversión, afectando la oferta disponible en el sistema, elevando los costos de generación y arriesgando la seguridad del suministro requerido.
Posibles caminos para avanzar: Perfeccionar licitaciones (plazos, espacio para renovables, etc.). Reducir trabas y demoras en tramitación medioambiental y sectorial (gestión,
criterios comunes, eliminar discrecionalidad, fortalecer criterios técnicos). Mejorar relaciones con las comunidades. Mayor claridad para definir localización. CDEC con recursos suficientes para asumir responsabilidades en forma eficiente y
con mayor independencia. Eliminar cuellos de botella y flexibilizar la planificación de la Transmisión dotándola
de una mirada de más largo plazo (Carretera Eléctrica e interconexión SIC-SING). La entrada de renovables (expansión natural, licitaciones competitivas).
SOLUCIÓN: mejorar clima de inversiones a través de políticas eficientes y eficaces que promuevan la competitividad, manteniendo altos estándares de calidad, seguridad y sustentabilidad.
Conclusión: desafíos energéticos para Chile Las demoras en la aprobación de proyectos de generación y transmisión y en
su construcción tienen un alto costo para el país y pueden generar estrechez en la oferta de energía eléctrica en el mediano plazo (2016-17). En el corto plazo inciden también en el alto costo marginal.
Clima de inversiones debe mejorar sustancialmente para enfrentar el desafío de Chile. Temas como seguridad jurídica, coordinación entre autoridades, localización, etc. deben ser abordados con urgencia. Mejor Estado y señales más claras.
La energía se ha transformado en un tema del debate público. La discusión debiera incluir elementos más técnicos y lograr que se adopten posiciones más constructivas. Energía eléctrica, desarrollo y calidad de vida van de la mano.
La Estrategia Nacional de Energía presenta una carta de navegación con objetivos de largo plazo que deben traducirse en prioridades y acciones concretas en el corto plazo. Visión de largo plazo para conducir el debate.
Las energías renovables cumplen un papel fundamental en la diversificación de la matriz y ayudan a reducir emisión de GEI. Las políticas para su impulso deben promover esos objetivos sobre la base de la competitividad.
Muchas Gracias