Labor Parlamentaria
Participaciones
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Antecedentes
- Cámara de Diputados
- Sesión Ordinaria N° 39
- Celebrada el 11 de abril de 2000
- Legislatura Extraordinaria número 341
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Autor de Informe de Comisión Investigadora
Informe de la Comisión Especial Investigadora encargada de analizar la situación relacionada con el racionamiento eléctrico que afecta al país.
Autores
“Honorable Cámara: Vuestra Comisión especial investigadora pasa a informaros sobre los hechos que han motivado el racionamiento eléctrico en el país, según lo acordado por la honorable Cámara, en su sesión 62ª, de fecha 11 de mayo de 1999.
Complementan este informe, los anexos siguientes:
Anexo Nº 1: Proyecto de Acuerdo Nº 227-B, aprobado por la honorable Cámara, mediante el cual se acordó crear la Comisión.
Anexo Nº 2: Documentos recibidos por la Comisión.
Anexo Nº 3: Reseña de las exposiciones escuchadas por la Comisión. Anexo Nº 4: Oficios enviados por la Comisión.
Anexo Nº 5: Participantes.
I.-ANTECEDENTES GENERALES SOBRE EL ORIGEN, INTEGRACIÓN, PRESIDENCIA, COMPETENCIA Y TRABAJO DE LA COMISIÓN.
Con fecha 10 de marzo de 1999, se presentó un proyecto de acuerdo con el propósito de constituir una Comisión especial investigadora para abocarse a:
a) Determinar las causas y efectos del nuevo racionamiento eléctrico que sufre el país.
b) Determinar las razones del fracaso en las medidas de ahorro de energía propuestas por el sector público y privado.
c) Investigar la venta y/o flexibilización de los convenios celebrados entre el Ministerio de Obras Públicas o sus organismos dependientes y Endesa S.A. y
d) Determinar las causas de los retrasos en la entrada en funcionamiento de la Central Nehuenco, de su deficiente funcionamiento, y si tales hechos se deben a decisiones erróneas adoptadas al momento de su construcción.
La sesión constitutiva de la Comisión se efectuó el miércoles 2 de junio de 1999, oportunidad en la que resultó elegido Presidente el diputado señor Jaime Mulet Martínez. Al tenor del proyecto de acuerdo adoptado por la honorable Cámara y atendiendo lo expuesto por el inciso primero del artículo 297 del Reglamento de la Corporación, la Comisión acordó centrar la investigación en dos puntos. El primero relativo a las causas y efectos del nuevo racionamiento y el segundo sobre la situación que afecta a la Central Nehuenco.
Para el cumplimiento de su cometido, la Comisión especial investigadora celebró 16 sesiones, entre el 2 de junio y el 2 de noviembre de 1999.
ANEXO Nº 1 PROYECTO DE ACUERDO Nº 227-B
“Considerando: La alarma pública que ha generado en el país la denominada “crisis energética”. La constatación que la Comisión de Minería y Energía de esta Corporación ha hecho en torno a la investigación que ha motivado el racionamiento eléctrico en el país, en cuanto a la flexibilización por parte del Ministerio de Obras Públicas del convenio para la extracción de aguas del lago Laja y la cuenca del Maule por parte de Endesa. La gravedad de lo afirmado en el informe de la Comisión de Minería y Energía acerca de la “investigación de los hechos que han motivado el racionamiento de energía eléctrica en el país”, que en el último punto del párrafo final de la página 126 señala: “Más cuando el agua entregada por la DOH habría sido dada a un precio conveniente para Endesa,...”. La gravedad de lo afirmado en cuanto a la venta de aguas por parte de Obras Públicas. En efecto, en el mismo informe, en la página 127, en el tercer párrafo, segunda parte, se dice: “La Dirección de Obras Hidráulicas, se apoya en un estudio de la Consultora Mega Red, llamado “Estimaciones de límites máximos de las compensaciones de Endesa a la Dirección de Riego por acuerdo sobre la operación del lago Laja”. En él se señala que el producto de la negociación es la oportunidad de uso del agua embalsada, estimando el beneficio para Endesa en US$ 11,6 millones...”. Lo afirmado en el mencionado informe, en la página 127, en el quinto párrafo, que dice: “Esta Comisión estimó que el sistema eléctrico se estaba comportando correctamente. Si el agua se hubiese entregado al precio de mercado o a costo de oportunidad, no habría habido racionamiento en noviembre y habría quedado agua para eventuales o siguientes racionamientos”.
La existencia en el cuerpo del informe de antecedentes de que el Fisco podría haber sufrido un daño patrimonial con motivo de la venta de agua a Endesa. Que en el mes de abril recién pasado se mantuvo la política de transferencia de aguas del Laja y Maule, por parte del Ministerio de Obras Públicas a la Empresa Generadora Endesa S.A., alcanzando en esa oportunidad una cantidad aproximada de 60 millones de metros cúbicos. Que durante el mismo mes se ha constatado que la agudización de la crisis eléctrica ha tenido como causa, entre otras razones, el funcionamiento deficiente de la Central Nehuenco, de propiedad de la generadora Colbún S.A. Que existiendo norma vigente y resolución administrativa que obliga a las generadoras a adquirir energía a costo de falla, éstas han señalado públicamente que lo seguirán haciendo a costo marginal, desvirtuando el comportamiento del mercado eléctrico. Que, a la luz de los acontecimientos relacionados con el nuevo racionamiento de energía eléctrica que afecta a más del 80% de los chilenos, estimamos necesario establecer claramente las causas y efectos de dichas medidas en la población y en el desarrollo del país.
La Cámara de Diputados acuerda: Constituir una Comisión especial investigadora, que deberá abocarse a:
a) determinar las causas y efectos del nuevo racionamiento eléctrico que sufre el país;
b) determinar las razones del fracaso en las medidas de ahorro de energía propuestas por el sector público y privado;
c) investigar la venta y/o flexibilización de los convenios celebrados entre el Ministerio de Obras Públicas o sus organismos dependientes y Endesa S.A.
d) determinar las causas de los retrasos en la entrada en funcionamiento de la Central Nehuenco, de su deficiente funcionamiento, y si tales hechos se deben a decisiones erróneas adoptadas al momento de su construcción”.
ANEXO Nº 2 DOCUMENTOS RECIBIDOS POR LA COMISIÓN.
-Ministro de Obras Públicas, señor Jaime Tohá:
-Convenio sobre regulación de río Maule, entre el Departamento de Riego de la Dirección General de Obras Públicas y la Endesa, año 1947.
-Acta sobre regulación de río Maule, entre el Departamento de Riego de la Dirección General de Obras Públicas y la Endesa, año 1947. Decreto Nº 2534, de 1958, aprueba convenio ad referéndum sobre regularización del río Laja con Endesa. Dirección de Riego.
-Convenio ad referéndum sobre la regularización del río Laja, de 1958.
1. “Compensación por acuerdo de Flexibilización de la operación del Lago Laja”, estudio realizado por los profesores de la Universidad Católica de Chile, señores Patricio del Sol y Sebastián Ríos, con fecha 30 de diciembre de 1996.
2. Intervención del Sr. ministro en la Comisión, con fecha 5 de julio de 1999.
3. Esquema Perfil de la Laguna del Laja.
4. “Proyecto Laja-Diguillín”, Economías de Riego y de Endesa, estimación preliminar. MegaRed, noviembre, 1996.
5. Minuta sobre “Estimación de límites máximos de las compensaciones de Endesa a la Dirección de Riego sobre la operación del Lago Laja”. Mega-Red, diciembre, 1996.
6. Valorización del agua en embalse para la generación de electricidad, caso Lago Maule. Situación a marzo de 1999. (señor Pedro Cornejo, Ing. Civil Eléctrico).
7. Relación de correspondencia para los convenios con Endesa y la Comisión Nacional de Energía 1999, 1992, 1996, 1997 y 1998.
8. Memo del señor J. Irarrázaval a Colbún Machicura.
9. Denuncia del Ministerio de Obras Públicas al Consejo de Ética de los Medios de Comunicación.
10. Proyectos generación de emergencia, Endesa 1999, 2º semestre. 11. Acuerdos entre la Dirección de Obras Hidráulicas y Endesa sobre el Laja. -Decretos: 1647, 1645, 944, 16 y 2534.
12. Acuerdos entre la Dirección de Obras Hidráulicas y Endesa sobre el Maule. -Decreto 1526. -Acuerdo entre la Dirección de Obras Hidráulicas y Endesa.
-Decretos: 826 y 1646.
-Convenio entre la Junta de Vigilancia del Río Maule, Endesa, Colbún S.A. y Pehuenche S.A. (05-08-98
-Oficio de la Comisión Nacional de Energía
I. a la Dirección de Obras Hidráulicas, sobre Convenio Operación Laguna del Maule (31-07-98). -Oficio de la Comisión Nacional de Energía a la Dirección de Obras Hidráulicas, sobre Laguna del Maule (05-08-98).
-Convenio de préstamo de agua del Embalse Colbún S.A. y la Dirección de Riego (24-04-91).
-Convenio de la Dirección de Riego y Endesa (19-02-91)
-Decreto 3341.
13. Convenio entre la Dirección de Riego y Endesa (14-03-97).
14. Repuesta a Oficio Nº 26, por el cual remite información que posee de la DOH, relativa a la forma de utilización de las aguas de la hoya del río Maule entre los años 1947 y 1958. Además, señala que la DOH, no posee información sobre posibles flexibilizaciones pactadas con los regantes y empresas eléctricas, entre dichos años. 15. Respuesta a Oficio Nº 28, mediante el cual envía copias de los informes de la Comisión Nacional de Energía.
16. Respuesta a Oficio Nº 29, por el cual remite copia de los acuerdos entre la DOH y Endesa, de fechas 1º de abril y 1º de junio de 1999.
II. Director General de Aguas, señor Humberto Peña: -Respuesta a Oficio Nº 22-99, mediante la cual remite informe pluviométrico de la zona del Laja y cuenca del Maule.
III. Sistema Administrador de Empresas (SAE), Presidente señor Eduardo Arriagada: -Contrato Central Nehuenco, Siemens, llave en mano, junio, 1996.
IV. Contralor General de la República, señor Arturo Aylwin: -Oficio sobre legalidad de los actos administrativos sobre flexibilización años 1997 y 1998.
V. Ex Secretaria Ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía, señora María Isabel González: -Flexibilización del uso de las aguas del Lago Laja y Laguna Maule.
VI. Ex Gerente General de Colbún, señor José Luis Mardones: -Presentación realizada en la Comisión, con fecha 12 de julio de 1999. -Plan de Desarrollo. -Declaración.
VII. Empresa Siemens: -Minuta Central Nehuenco.
VIII. Empresa Mega-Red, Gerente General, señor Andy García:
-Minuta, Estimación de beneficios de Endesa.
IX. Junta de Vigilancia del Río Maule, Presidente, señor Hernán Calderón:
-Convenio sobre uso de aguas del Maule, entre la Junta de Vigilancia del Río Maule, Endesa, Colbún S.A., Pehuenche S. A., de fecha 16 de julio de 1998.
-Convenio sobre uso de aguas del Maule, entre la Junta de Vigilancia del Río Maule, Endesa, Colbún S.A., Pehuenche S. A., de fecha 5 de agosto de 1998.
-Modificación de Convenio entre la Junta de Vigilancia del Río Maule, Endesa, Colbún S.A., Pehuenche S. A., con fecha 10 de noviembre de 1998.
-Modificación de Convenio entre la Junta de Vigilancia del Río Maule, Endesa, Colbún S.A., Pehuenche S. A., con fecha 16 de noviembre de 1998.
-Acuerdo entre la Dirección de Obras Hidráulicas y Endesa, de fecha 1 de abril de 1999.
-Acuerdo entre la Dirección de Obras Hidráulicas y Endesa, de fecha 1 de junio de 1999.
X. Asociación de Canalistas del Laja, Presidente, señor Nemo Barrueto:
-El Lago y el Río Laja, un sistema en desequilibrio.
-Minuta “Proposición de modificación del convenio ad referéndum entre la Dirección de Riego y Endesa del año 1958, sobre la regulación del Río Laja.
-Carta al Presidente de la Comisión investigadora de la Cámara de Diputados sobre:
-Convenio ad referéndum de 1958, entre la Dirección de Riego y Endesa.
-Acuerdos de enero de 1997, julio de 1998 y agosto de 1998, entre la Dirección de Obras Hidráulicas y Endesa.
-Proposición de Regantes para la operación futura del Lago Laja.
XI. Ministro Presidente de la Comisión Nacional de Energía, señor Óscar Landerretche.
-Respuesta a Oficio Nº 7, mediante la cual envía información respecto de la Campaña de ahorro durante los años 1998-1999, consta de 2 archivadores, 1 video y 1 mini-cassette.
XII. Recortes de publicaciones sobre extracción de aguas del Lago Laja y la Cuenca del Maule, enero de 1997 a julio de 1998. (Biblioteca del Congreso Nacional).
XIII. Memorias anuales de la empresa “Colbún S. A.” desde su creación a la fecha. Desde 1986 a 1998.
ANEXO Nº 3 Reseña de las exposiciones vertidas Durante el transcurso de la investigación, la Comisión citó a diversas personas, cuyas intervenciones se adjuntan de manera resumida a continuación y dicen relación con dos aspectos fundamentales, causas y efectos del nuevo racionamiento y situación de la Central Nehuenco.
1. Ministro de Obras Públicas, señor Jaime Tohá.
-Causas y efectos del racionamiento.
Convenios de flexibilización El señor ministro señaló que el Lago Laja y la Laguna del Maule eran dos lagos naturales que, posteriormente, se beneficiaron de obras artificiales -hechas por el hombre- orientadas a aumentar sus capacidades de almacenamiento de aguas. Ambos son bienes nacionales de uso público, según lo disponen los Códigos Civil y de Aguas. Su finalidad es dual, proveer agua para el riego y la generación hidroeléctrica.
En su momento, el Estado le entregó la administración de manera conjunta a dos entidades públicas: Endesa y Dirección de Riego, hoy Dirección de Obras Hidráulicas, para la administración de los respectivos Convenios de 1947, en el caso del Maule, y de 1958, en el del Laja, para administrar las aguas depositadas, teniendo siempre presente el bien común. El convenio del lago Laja de 1958 asegura la mantención del riego de 90.000 hectáreas, con un gasto máximo de 90 metros cúbicos por segundo. Establece gastos máximos para generación eléctrica en función del volumen almacenado en el lago en un momento determinado. La Dirección de Riego se reserva el derecho de ampliar o mejorar el riego cuando exista un aumento del recurso disponible. Se establecen restricciones cuando la capacidad del embalse esté por debajo de 1.000 millones de metros cúbicos de agua. Se dispone la existencia de un colchón de reserva inferior que tiene como objetivo asegurar la completación de 47 metros cúbicos por segundo para riego. ¿De dónde proviene este recurso? Antes de la realización de las obras artificiales en el lago Laja, los regantes tenían derechos constituidos por 47 metros cúbicos por segundo, que obedecían a las filtraciones naturales que el lago tenía en ese momento.
La cláusula Nº 10 del convenio da lugar a que la partes puedan hacer modificaciones o flexibilizaciones a fin de obtener un mejor aprovechamiento combinado para riego y generación eléctrica. Por su parte, el convenio del Maule regula la forma de acopiar aguas excedentes y establecer su uso para dar mayor seguridad de riego preexistente, permitir nuevos riegos y dar pie a la generación eléctrica. Al igual que en el convenio anterior, sólo para efectos de administración y sin que signifique constitución de derechos de aprovechamiento, también se pueden distinguir tres segmentos.
La cláusula Nº 6 establece que las aguas del colchón inferior no podrán usarse si no es por mutuo acuerdo de las partes. A su vez, la cláusula Nº 13, permite su revisión o modificación, al igual que en el caso del Laja, por acuerdo de ambas partes, a fin de obtener un mejor aprovechamiento combinado para riego y generación eléctrica. Es importante señalar que los convenios datan de 1947 y 1958. Hasta 1986, año en que se privatiza Endesa, prácticamente no se habían registrado conflictos, por cuanto era un mismo mandatario el que tenía la tuición general sobre las dos entidades públicas que estaban interesadas en el uso de las aguas. Sin embargo, con la privatización de Endesa, se crea un panorama enteramente distinto, ya que intereses que podrían haber sido en muchas ocasiones convergentes, pasan a ser permanentemente contradictorios. Al momento de producirse la privatización, estos convenios debieron haber sido modificados, ya que era muy previsible que una empresa privada que legítimamente defiende su posibilidad de maximizar el lucro, trajera conflictos a quienes a futuro debían administrar dichos convenios.
En 1998, Chile es azotado por una grave sequía y se producen ciertos atrasos en la puesta en marcha de las centrales de ciclo combinado, especialmente de Nehuenco, lo que hizo necesario flexibilizar transitoriamente los convenios, de común acuerdo entre las partes. El Ministerio de Obras Públicas no tiene ninguna posibilidad de alterar las operaciones que emanan de estos convenios si no obra sobre la base de un acuerdo entre las partes. Gracias a las flexibilizaciones Endesa pudo extraer recursos hídricos adicionales a título de anticipación de entrega por sus derechos de aprovechamiento no consuntivos. A partir de la década de 1990, Endesa y la Dirección de Obras Hidráulicas, comienzan a presentar conflictos en la interpretación de los aspectos fundamentales de los convenios. Los convenios que se van suscribiendo en el tiempo son progresivamente más complejos y completos, incluyendo mejores garantías para el Estado y el sector de riego. No hay normas ni códigos preestablecidos que determinen la manera en que se debe flexibilizar, sino que son los contratantes quienes se sientan a discutir la posibilidad de adecuar los convenios. El interés público se protege de formas diferentes, caso a caso, porque las urgencias son distintas y las dificultades de riego son diferentes. Una flexibilización, nunca es idéntica a otra, sino que cada una tiene sus propias características. Estas negociaciones son informadas al Ministerio de Obras Públicas, y de no obtenerse una flexibilización, el país se ve sometido en las horas siguientes a una restricción del suministro eléctrico. Por lo tanto, son negociaciones realizadas bajo presión, como puede ser una posible escasez de suministro eléctrico.
Desde 1997 en adelante, estas negociaciones se van registrando en un escenario de progresiva escasez de recursos. Así, la situación de 1997 no es la misma de 1998, ni la de 1999. La situación se ha ido agravando en un escenario que se previó.
Lago Laja. El convenio de 8 de enero de 1997 autoriza extracciones sobre los 47 metros cúbicos por segundo hasta el 30 de abril de 1998. Se suspenden las restricciones a los gastos medios diarios. Por tanto, se flexibiliza el máximo de gastos medios diarios, mensual y anual, establecidos en el convenio de 1958. Se establece la necesidad de reservar un volumen de 100 millones de metros cúbicos para satisfacer las necesidades de riego. En este momento, se introduce, por primera vez, el concepto de pago para acceder a la utilización por adelantado de un derecho de agua constituido. Por ese concepto, se cobran 10 mil dólares por millón de metros cúbicos, y al mismo tiempo, se aprovecha esa situación para resolver un tema importante. Cuando se hicieron los trabajos del lago Laja, los costos fueron compartidos entre Endesa y la Dirección de Obras Hidráulicas. Sin embargo, esa Dirección, hasta esa fecha, no había completado el pago de sus obligaciones, razón por la cual Endesa exigía el pago de 6 millones de dólares por ese concepto. En esa oportunidad, la negociación quedó zanjada y se dio por superada la situación mencionada. Al mismo tiempo, se incorporó el concepto de que, a partir de esa fecha, la administración pasaba a ser conjunta. El 10 de julio de 1998, sobre la base de los antecedentes existentes, se autoriza la extracción en forma acelerada de hasta 200 millones de metros cúbicos del lago Laja, los cuales pueden ser extraídos entre el 10 de julio y el 31 de agosto, con un tope de 100 millones de metros cúbicos cada mes.
Por esta flexibilización del convenio, Endesa se obliga a pagar 11 mil dólares por millón de metros cúbicos. Entre un convenio y otro, se establece un elemento adicional como es regular lo que puede extraerse en un mes y en el siguiente, y no queda liberado a que todo pueda ser extraído en cualquier momento. El 12 de agosto de 1998 se modifica el pacto anterior, eliminando la referencia de cuota mínima. Se establecen porcentajes máximos semanales de extracción del remanente a petición de la Comisión Nacional de Energía. Por lo tanto, se establece una exigencia adicional. Se habla de porcentajes máximos semanales para la extracción de estas aguas.
Posteriormente, el 31 de agosto de 1998, se autoriza la extracción en forma acelerada de 16 millones de metros cúbicos complementarios desde el lago Laja, los cuales se pueden extraer entre el 12 y el 31 de agosto. Aquí se hace una exigencia adicional muy importante. No sólo se autoriza la extracción de esta cantidad de agua, sino que, por petición de la Comisión Nacional de Energía, se establece que esa agua se puede entregar en la medida en que toda la capacidad térmica esté funcionando a plena capacidad. Todos estos eventos fueron debidamente informados por escrito por la Comisión Nacional de Energía, la cual corroboró el inminente racionamiento y la necesidad de tener recursos hídricos adicionales. Estos decretos supremos fueron tramitados y sujetos a toma de razón por la Contraloría General de la República. Laguna del Maule.
En 1983 y 1984 se autorizaron gastos extraordinarios para llenar el embalse Colbún, que fue construido en esa época, conjuntamente con el complejo hidroeléctrico Colbún. No existe documentación que testimonie la forma en se llevó a cabo. No hubo ningún tipo de compensaciones. El 19 de febrero de 1991, por escritura pública, se autorizó a Endesa para extraer 55 millones de metros cúbicos hasta completar 105 millones de metros cúbicos, para enterar el volumen de aguas muertas del embalse Melao. La exigencia de decreto supremo, se incorpora en el momento en que comienza a haber un pago por este concepto. A lo largo del tiempo y en distintas décadas, hay un proceso permanente, desde la absoluta permisividad hasta las últimas entregas, en que se han colocado cláusulas mucho más estrictas y rigurosas.
El 24 de abril de 1991, la Dirección de Obras Hidráulicas recibe un aporte de 20 millones de metros cúbicos, que se extraen durante 20 días para completar las necesidades de riego. El proceso aquí, fue a la inversa. Se entregan 8 millones de metros cúbicos a Colbún durante abril y mayo de 1991. En este caso, no hay retribución económica ni decreto supremo que respalde estas operaciones. El 25 de marzo de 1996, se levantan las restricciones para la generación eléctrica, establecidas en el artículo 4º del convenio. No existe retribución económica, sino sólo el compromiso de menor utilización de los derechos de Endesa en las siguientes temporadas de riego, a fin de recuperar estos volúmenes. El 1º de abril de 1997, se autorizan extracciones aceleradas por parte de la reserva extraordinaria hasta el 1º de septiembre de 1997. Endesa, por su parte, se abstendría de hacer extracciones sólo para generación eléctrica, durante la próxima temporada de riego.
El 5 de agosto de 1998, se trasladan 150 millones de metros cúbicos hacia Colbún, desde esa fecha hasta el 31 de diciembre. En este compromiso se indicaba que, a diferencia del Laja, estos 150 millones de metros cúbicos no escurrirían hacia el mar, sino que debían quedar depositados en el embalse Colbún. Sobre la base de esa modalidad existe la obligatoriedad de devolución por parte de Endesa y por esta flexibilización de adelanto por la utilización de los derechos de agua de Endesa se cobran 3 mil dólares por millón de metros cúbicos. Posteriormente, existen dos acuerdos de 1999. El primero, del 1º de abril de 1999, que autoriza la extracción de 60 millones de metros cúbicos de la laguna del Maule, estableciendo la obligación de devolución de este volumen, más el saldo. Este convenio reitera la necesidad de devolver lo entregado anteriormente, lo cual deberá ser embalsado en la laguna La Invernada o en el lago Melado. Por esta flexibilización se cobran 3 mil dólares por millón de metros cúbicos, como la vez anterior, y se introducen mayores exigencias. Se establece una 108 CÁMARA DE DIPUTADOS multa por el retraso de la devolución de esta agua por parte de Endesa, de 2 centavos de dólar por metro cúbico. El segundo, del 1º de junio de 1999, autoriza la última extracción de 5 millones de metros cúbicos de la laguna del Maule y establece que la obligación de devolución de este volumen por parte de Colbún debe ser por La Invernada o El Melado. Se cobran los mismos 3 mil dólares para acceder a esta flexibilización, pero se sube la multa por retraso a 5 centavos de dólar por metro cúbico. Cabe considerar que en primer lugar, respecto de la presunción de legalidad, todos los convenios de flexibilización, no así aquellos que no importaron un pago por diferentes conceptos, fueron aprobados por decreto supremo del Ministerio de Obras Públicas y, por lo tanto, llevan las firmas propias de un decreto supremo. Los decretos aprobatorios y sus acuerdos fueron remitidos a la Contraloría General de la República, lo que implica un control de legalidad a través de la toma de razón. A su vez, los convenios o acuerdos antes referidos constituyen una negociación entre dos partes, en la cual no hay elementos previamente establecidos que regulen lo que uno u otro puede estar dispuesto a aceptar o conceder, sino que es de absoluta libertad la forma como pueda transcurrir esa negociación y cuáles puedan ser los apremios que una u otra de las partes puedan tener en ese momento. Estos convenios se han denominado “pactos autocompositivos”, toda vez que significaron una composición de las posiciones de uno y otro, que llevan a un resultado final que permite acceder a una fórmula para el uso del agua frente a una situación donde haya intereses divergentes entre las partes. Endesa permanentemente ha pretendido y sigue pretendiendo afirmar que tenía derecho a usar libremente esas aguas, mientras que la Dirección de Obras Hidráulicas sostenía, sostiene y sostendrá en el futuro que para su utilización se requería su autorización previa y que ésta sólo se daría en una situación de racionamiento, lo que debería ser testimoniado por la Comisión Nacional de Energía.
Endesa, a su vez, siempre ha señalado -así lo ha manifestado en cada una de las ocasiones en que ha pagado- que no tiene obligación alguna de efectuar estos pagos. Por lo tanto, ha reiterado invariablemente su posición de que ese pago no correspondía, mientras que la Dirección de Obras Hidráulicas, a partir de 1998, demandó a Endesa compartir con el Estado el beneficio que esta empresa obtenía al disponer de este recurso. En definitiva, producto de las negociaciones que se celebraron a partir de 1997, quedaron consagrados tres principios extraordinariamente importantes para el futuro de esta relación entre dos partes que han convenido un mismo contrato, que son:
En primer lugar, que Endesa ha consagrado la costumbre de que el uso anticipado de los recursos está condicionado a la autorización previa de la Dirección de Obras Hidráulicas.
En segundo lugar, que dicho uso anticipado da derecho al Estado a compartir los beneficios que se producen, cuestión que Endesa no ha reconocido, pero que al aceptar estos convenios sienta un precedente de gran importancia.
En tercer lugar, que hay un monto por ese beneficio que debe ser acotado en cada oportunidad. Estos pactos constan de todos los elementos propios de un contrato. Por lo tanto, hay dos partes: un contenido obligacional, causas que motivan estos contratos y efectos de los mismos. Los convenios versan sobre la necesidad de optimizar en el corto plazo el uso conjunto de las aguas en los respectivos embalses, pero manteniéndose vigentes en lo sustancial los convenios de 1947 y 1958. Este óptimo uso pasa por la extracción adicional de recursos hídricos, según la regulación que se hace en el cuerpo de cada contrato.
En materia de contratos, en derecho administrativo se distinguen dos figuras distintas: el contrato administrativo, típico de una obra pública, de una concesión, en que una de las partes tiene una potestad claramente diferenciada, y el contrato de administración, que se rige por el derecho común, y que normalmente no contempla aquellas facultades extraordinarias, propias de la administración. Los pactos autocompositivos permitieron esta flexibilización del lago Laja y la laguna del Maule. Son contratos innominados de la administración, toda vez que no tienen un status especial de derecho público y una de sus partes es una sociedad anónima. Sin embargo, en la medida en que versan sobre la administración de bienes nacionales de uso público, el Estado conserva prerrogativas o potestades propias y funcionales al bien común, consustanciales a la administración de bienes nacionales de uso público. Este concepto de derecho público ha justificado y justifica la sujeción de estos contratos a la modalidad de toma de razón por parte de la Contraloría General de la República. En cuanto a la retribución económica, son el fruto de actos jurídicos del Estado, motivados en hechos concretos y objetivos, que son y han sido informados debidamente por las entidades responsables de prever el debido abastecimiento eléctrico del país.
Han sido, imperiosos, ya que las consecuencias, de no haberlos celebrado, eran de un costo social inmenso para el país, y han sido, ineludibles para el Ministerio de Obras Públicas, ya que las consecuencias por no haberlos celebrado habrían sido devastadoras, tanto política como socialmente, desde el punto de vista de la seguridad nacional. Posteriormente, el Ministerio de Obras Públicas, no conforme con sus propios criterios, encargó, en 1996, por primera vez, a la empresa Mega Red, la realización de un estudio que evaluara las consecuencias económicas y sociales de celebrar o no celebrar estos contratos de flexibilización, estudio que fue actualizado en 1997. Igualmente, se contrató, en 1996, un estudio con Dictuc S.A., entidad dependiente de la Universidad Católica. Existió la precaución de que hubiera un pronunciamiento de la Comisión Nacional de Energía previo a la celebración de cualquiera de estos contratos. Estos informes demuestran cuán imperiosa e ineludible era la celebración de los pactos ya referidos. El no acceder a las peticiones o dificultar su concreción se habría traducido en un grave déficit del Sistema Interconectado Central. Los informes incorporaron estimaciones que marcaban límites de negociación, según se dieran determinadas circunstancias en el devenir de la situación hidrológica del país. Nunca señalaron qué es lo que se debía o podría cobrar. Eran estimaciones que si se daban determinadas situaciones, el beneficio para Endesa podría ser de esta naturaleza, o si se daban otras situaciones, podía ser de otra naturaleza.
Se colocaron frente a escenarios de distintas características. La naturaleza contractual civil del contexto en que se suscriben los pactos modificatorios, y el hecho de que por esta decisión contractual, basada en el bien común, se beneficiaría a un sujeto particular, fueron razones suficientes para permitir al Estado sentar el precedente de su legítimo derecho a compartir con el privado parte del beneficio. En cuanto a la retribución económica, es necesario señalar algunas consideraciones sobre los estudios de ambas consultoras. El estudio de Mega Red señala que en el caso del riego es factible que exista disposición a aceptar el acuerdo, incluso, con valores muy bajos de compensación, por tratarse de una materia que en el corto plazo es de beneficio general, como es evitar una situación de racionamiento inminente o la posibilidad de postergarlo para alcanzar a tomar otras medidas paliativas. Por tanto, Mega Red, independientemente de las consideraciones que hace respecto de los eventuales beneficios para Endesa, señala que el costo social, que también aparece calculado y que es inmensamente superior a los eventuales beneficios de Endesa, justificaría tener que suscribir estos acuerdos, aun cuando los valores de compensación fueran muy bajos. El informe del Dictuc, en la página 20, señala lo siguiente: “Sin embargo, es posible imaginar una situación en que la Dirección de Riego elija firmar el acuerdo, aunque no obtenga compensación alguna, con el único propósito de reducir el costo para el país del racionamiento de energía eléctrica”. Ambos informes sugieren marcos de negociación -no valores fijos-, basados en estimaciones hechas sobre escenarios probabilísticos. Pero sucede que ni estas dos consultoras, ni la Comisión Nacional de Energía, ni Endesa, ni el mercado, ni el Ministerio de Obras Públicas previeron, dentro de todas esas probabilidades, el escenario que en realidad se dio en los hechos.
La situación más catastrófica que se llegó a analizar, porque se consideraba extrema, fue un escenario un 20% más seco que el de 1968, que fue el año más seco del que había memoria en las estadísticas del país. El escenario final fue mucho más catastrófico que un 20 % del año más seco. El supuesto que hizo Mega Red de que Endesa iba a tener una determinada ganancia no se dio en lo absoluto. Por el contrario, lo que era compartir una ganancia significó que Endesa tuvo que pagar a la Dirección de Obras Hidráulicas lo que estaba establecido en el respectivo contrato sin que esa ganancia se hubiera verificado. Las cosas sucedieron de una manera que nadie -ni Endesa- imaginó. La preservación de la seguridad del sistema, hizo imprescindible que el Estado concurriera con su voluntad a la flexibilización transitoria de los convenios de administración del lago Laja y de la laguna del Maule. Estas flexibilizaciones permitieron a Endesa usar sus derechos no consuntivos para generar electricidad de manera adelantada. Nunca hubo cesión de derechos de aprovechamiento a ningún título. No hubo perjuicio a los titulares de derechos consuntivos de riego.
En el caso del Laja hubo perjuicio marginal durante tres meses, pero que, comparados con el tremendo costo social que el país y las empresas generadoras de hidroelectricidad han tenido que pagar, son absolutamente marginales dentro de ese cuadro general. La retribución que el Estado obtuvo dice relación con el perjuicio evitado a Endesa. Otra consideración importante es que ni la Comisión Nacional de Energía ni la Superintendencia de Electricidad y Combustibles ni muchos menos el Ministerio de Obras Públicas tenían en ese momento las herramientas para controlar, prever u orientar el uso del agua una vez desembalsada, ya que esa responsabilidad se sitúa en una entidad privada como es el Centro de Despacho Económico de Carga. La decisión de entregar los recursos se basó en antecedentes que lo hacían imperioso para evitar el inminente racionamiento eléctrico con su consecuente costo para el país. Posteriormente, el señor ministro concurrió por segunda vez, para dar respuesta a una serie de interrogantes, que se le habían formulado y que para efectos de una mejor comprensión se han ordenado en 4 temas, que dicen relación con los convenios, en términos generales, retribución económica, protección al riego, administración, responsabilidad y convenios anteriores a 1997. Entrando en el tema de los convenios, se debe precisar que éstos son obligatorios para las partes, como todo contrato, cualquiera que sea su característica. Los convenios son originarios de los años 1947 y 1958, y fueron firmados con efecto de plazo indefinido, es decir, sólo podrán ser terminados mediante mutuo acuerdo o por resolución judicial, esta última como consecuencia de una demanda por incumplimiento grave del contrato de una de las partes. Estos pactos autocompositivos, llamados vulgarmente flexibilizaciones, se extinguen a través de dos mecanismos: porque se cumple el plazo del período en que había una flexibilización, o porque se consume el volumen de agua que dentro de ese plazo se podía extraer. Si bien los convenios de 1947 y de 1958 establecen límites de extracción y la forma en que ésta debe realizarse, no existe acuerdo entre las partes respecto de la interpretación que sobre esta materia debe hacerse. Dos partes que han concordado en un contrato, permanentemente tienen interpretaciones distintas respecto de sus derechos, de sus obligaciones, de los niveles en que uno tiene derecho a sacar sin el consentimiento del otro, y del problema de las cotas, ya que éstas no figuran en los convenios, por cuanto en ellos se habla de volúmenes. Las cotas se han asimilado a determinados volúmenes, pero no hay expresión real de ellas en los respectivos convenios. Esto ha constituido uno de los puntos permanentes de polémica en innumerables oportunidades a lo largo de estos años. Por las características del contrato, el MOP no puede fijar unilateralmente el monto de la retribución económica. Los convenios no establecen ninguna retribución en ninguna de sus partes. A la luz de las sequías que ha habido en los últimos años, se ha venido desarrollando una práctica de cómo enfrentar esto y se ha establecido como uno de los principios importantes -pues ya ha sido aceptado por una de las partes- el pago de una retribución económica. Esto resulta del acuerdo obtenido tras cada negociación. En cada una de ellas hay un punto de vista de las partes, en las cuales se puede o no llegar a un acuerdo y a un determinado monto.
A raíz de las circunstancias de la potencialidad de un costo social muy grande para el país y ante la decisión de la autoridad reguladora de buscar las condiciones para flexibilizar los convenios, se ha considerado que se ha constituido en un imperativo la adopción de estas medidas, aun cuando no hubiere importado compensación pecuniaria alguna. La Dirección de Obras Hidráulicas, conforme con sus facultades legales y en función de estimaciones de límite de negociación, convino una retribución económica para el Estado. Con esta negociación, además de la compensación económica, se pudo paliar la situación de producción de energía y se consiguió el establecimiento de tres reconocimientos por parte de Endesa. En primer lugar, no había una aceptación previa por parte de Endesa de que fuera necesaria una autorización expresa del Ministerio de Obras Públicas para flexibilizar el convenio. A partir de estos acuerdos, quedó establecido que el uso anticipado de los recursos -aunque sean recursos que le pertenecen a Endesa- estaban condicionados a la autorización previa de la Dirección de Obras Hidráulicas, cosa que se ha hecho en los últimos años. En segundo lugar, dicho uso anticipado da derecho al Estado a compartir los beneficios, independientemente de cuanto sea el monto. Esto partió en 1997, cuando se incorpora el concepto de compartir los beneficios, ya que en las flexibilizaciones hechas en años y décadas anteriores no existía la figura de la compensación por parte de Endesa. El hecho de haberse establecido esta compensación y determinado que es obligatoria la opinión favorable de la Dirección de Obras Hidráulicas para flexibilizar el convenio no implica una modificación del convenio original, el cual no se ha modificado, pero sí está contenido en estos convenios que son transitorios y que son flexibilizaciones del convenio original y, a criterio del Ministerio, significan el establecimiento de un precedente, en términos de que para tener flexibilizaciones a futuro debe haber, en primer lugar, una autorización de la Dirección de Obras Hidráulicas. En segundo lugar, está consagrado el principio de com- 112 CÁMARA DE DIPUTADOS partir el beneficio, lo que tiene que ser materia de una negociación separada en cada caso, a la luz de las condiciones del momento, ya que no existen procedimientos o tablas de cálculos preestablecidas. En tercer lugar, hay un pago de una cantidad determinada en cada caso.
En la década del 80, a propósito de la construcción del embalse Colbún se extrajo agua del río Maule para llenar el embalse, a fin de que la central comenzara con las operaciones. Sobre esa operación no hay antecedentes escritos. Es muy posible que eso haya sido materia de un acuerdo tácito y que no haya sido necesario un instrumento que jurídicamente lo respaldara. La primera fijación para compartir el beneficio se produce en 1997, de manera que las flexibilizaciones de los años anteriores se hicieron sin compensación. Posteriormente, en 1999, se incorpora el concepto de una garantía frente a la eventual no devolución de las aguas adelantadas en el caso del Maule y también se van incorporando por solicitud de la Comisión Nacional de Energía condiciones como retiros programados por semana y no como se hacía en los primeros convenios en que se estipulaba simplemente un volumen total sin establecer un calendario de retiros. En lo que dice relación con la retribución económica que procede por concepto de flexibilización, el Ministerio ha fijado los siguientes criterios.
Primero, debe haber una solicitud formal de la empresa que va a gozar del adelanto del uso de estas aguas; una petición de uno de los contratantes diciendo que está interesado o que necesita llegar a una flexibilización.
Segundo, que la Comisión Nacional de Energía se pronuncie formalmente, en el sentido de señalar que es necesario desde el punto de vista del funcionamiento del sector eléctrico y del bien común. Ambos elementos son copulativos. En cuanto a la retribución económica, a partir de 1996, se encargaron una serie de informes a empresas consultoras que con distintas metodologías sugieren bordes de negociación en diferentes escenarios. Los informes de los consultores no sugieren valores, como tampoco señalan lo que se debe cobrar por el agua, sino que frente a determinadas situaciones establecen los elementos de beneficio para la empresa o el costo social en caso de existir un racionamiento eléctrico y no valores fijos. Las estimaciones presentadas en estos informes fueron hechas sobre la base de determinados escenarios probabilísticos en los cuales, respecto al 98 que ha sido el más polémico por la intensidad, ninguno de ellos coincidió en cuál sería el escenario en el año 1998. Eso llevó a que independientemente de que el informe de aquel año indicaba un determinado beneficio para Endesa, del orden de 12 millones de dólares, el desarrollo de un escenario no consideraba en ese estudio que el beneficio para Endesa fuese de cero o levemente negativo, ya que la sequía fue drásticamente la peor en la historia del país. Situación absolutamente inédita y que no era considerada como probable. En el caso de contraposición entre los sectores de riego y electricidad, el MOP debe tener en vista los intereses de ambos.
A partir de la privatización de Endesa, parece necesario que el Ministerio de Obras Públicas considere los intereses de ambos sectores, energía y riego, de manera de tener procedimientos equilibrados, velando por el interés público y el bien común en ambas áreas. Si bien los regantes no forman parte de los convenios ni gozan del derecho de aprovechamiento de aguas sobre los embalses, sus intereses fueron tutelados de la mejor forma posible, atendidas las circunstancias en cada ocasión. Los acuerdos fueron informados a los equipos de operación de los embalses para su cumplimiento. A través de la coordinación de las respectivas Secretarías Regionales Ministeriales, se arbitraron las medidas para asegurar que su operación no perjudicara los intereses de riego. El período 1998-1999 fue el más crítico para los regantes, porque en los años anteriores la situación les fue mucho más benévola. Respecto del río Laja, la temporada 1996-1997 no presentó déficit. En ese período dicha cuenca contó con el mejor abastecimiento del país. En 1997-1998 tampoco hubo déficit ni problema alguno. En el período diciembre-febrero de este año hubo un 85% de disponibilidad histórica de caudal efectivo. Como punto de comparación, en otros sectores de la Séptima y Octava Regiones, en el caso de caudales que no tienen que ver con estos embalses, el porcentaje promedio fue de 30 y 60%. De ese modo, la satisfacción de riego en el peor momento del lago Laja fue significativamente superior a la de otros sectores, hecho que fue reconocido por las propias organizaciones de regantes, con las cuales se convino fórmulas de extracción sobre la base de la situación imperante en ese momento. A pesar de que las precipitaciones alcanzaron al 2%, los regantes del Laja sólo tuvieron un déficit de 15% por ciento de caudal durante los meses de riego. Esta situación fue anticipada e informada al inicio de la temporada de riego, lo que permitió que los regantes planificaran sus cultivos sobre la base de este escenario real, gracias a lo cual las pérdidas y los perjuicios no fueron más significativos. En el río Maule hubo una satisfacción equivalente al 60% de un año normal, porcentaje en el que está considerado el río y las entregas de las lagunas. El pronóstico fue enviado a la Junta de Vigilancia al inicio de la temporada, por lo que la distribución del recurso se hizo según las necesidades de la Junta. Es decir, cuando se le se- ñaló que de acuerdo con los pronósticos se podía prever una satisfacción del 60% de los requerimientos normales, la Junta de Vigilancia entregó un plan de distribución del recurso, el que se aceptó de mutuo acuerdo y se cumplió 100%. Por lo tanto, puede concluirse que los cálculos de riesgo realizados para limitar las extracciones con la flexibilización fueron realistas. De hecho, recientemente la Corte de Apelaciones de Concepción desechó dos recursos de protección interpuestos contra el MOP por las municipalidades de Antuco y de Los Ángeles, los que decían relación a lo obrado por este organismo bajo esas circunstancias. Todos los convenios fueron aprobados a través de decreto supremo. Por lo tanto, desde un ángulo jurídico-formal, derivan de la potestad constitucional que consagra el artículo 24 de la Constitución al Presidente de la República de ejercer la administración del Estado, en virtud de lo cual la Contraloría efectuó la toma de razón.
Lo anterior, sin perjuicio de establecer que aquellos decretos supremos constituyen el acto terminal de un proceso administrativo que se inició con reuniones para conocer el problema y con estudios llevados a cabo por la Dirección de Obras Hidráulicas conjuntamente con Endesa, en las que se analizaron y decantaron sus posibles líneas de solución, materias que luego fueron transferidas a las autoridades superiores del Ministerio. En consecuencia, los pactos autocompositivos, celebrados entre la Dirección de Obras Hidráulicas y Endesa, tienen la calidad de convenios ad referéndum. Es decir, sólo obligan al Estado una vez aprobados y ratificados a través del respectivo decreto supremo y de la toma de razón por parte de la Contraloría General de la República. Como lo establece el artículo 35 de la Constitución, la firma del ministro en el decreto supremo no sólo cumple la finalidad de permitir su implementación práctica, sino que además representa la participación de dicha Secretaría de Estado en la confección del acto preparatorio. Es decir, la firma del ministro conlleva el hecho que la Secretaría de Estado a su cargo es la que ha preparado todos los antecedentes que se han utilizado en la dictación del respectivo decreto. Hay que tener presente que no existe una malla normativa específica que determine cuál es el procedimiento que se debe llevar a cabo para una flexibilización de estos convenios ni sobre la forma y condiciones en que deben realizarse las negociaciones o celebrarse los pactos flexibilizados. Por lo tanto, la actuación de la autoridad pública ha debido ceñirse a la observancia de los principios generales del derecho, la protección del interés general, el resguardo del patrimonio fiscal y la buena fe.
El MOP se ha visto obligado a hacer consideraciones relativas al mercado eléctrico, a fin de establecer si resultaban indispensables para satisfacer el interés general de cada una de las flexibilizaciones en comento, lo que se verifica mediante informes de la Comisión Nacional de Energía. Es decir, el Ministerio de Obras Públicas asume si es necesario o no llevar a cabo una flexibilización a partir del informe de la Comisión Nacional de Energía. Sin perjuicio de que se deben determinar las características que deberían revestir dichos convenios, como los volúmenes a entregar, las modalidades, etcétera. El MOP no tiene herramientas legales para interceder por un determinado uso del agua -ya sea en el lago Laja o en el Maule, cuya extracción se adelantó- una vez que el recurso ya ha sido entregado a Endesa. A través del desembalse, el Estado pierde tutela sobre el agua, ya que su carácter de bien nacional de uso público cede en beneficio del derecho real de aprovechamiento, y es el Centro de Despacho Económico de Carga el que determina el despacho de una central térmica o hidráulica, según sea el caso. Según la Comisión Nacional de Energía, los pactos de 1998 fueron exitosos al evitar el racionamiento en un 85%. El 15% restante se debe al destino inoportuno que Endesa habría dado a los recursos una vez obtenidos, es decir, aproximadamente 30 gigawatts hora, además de la profundización de la sequía en los retrasos de Nehuenco, errores del modelo de circulación de despacho y despacho irregular de El Toro.
Si eventualmente existió algún perjuicio a una generadora excedentaria, esta situación se justifica frente a la imposibilidad para la autoridad de tolerar una situación de déficit. Es difícil que la situación experimente cambios sustantivos mientras no se modifiquen estos convenios que, por su esencia, desembocan en decisiones que con toda seguridad no son las que el bien común o la defensa de los intereses de la mayoría de la población necesitan, por lo extraordinariamente limitado de los recursos de que dispone la autoridad en estas circunstancias. En la medida en que no se modifiquen estos convenios -petición hecha a Endesa reiteradamente- la situación amenaza con repetirse indefinidamente en el tiempo. Para saber si se podía haber pagado más, se debe considerar la situación en que se dan estas negociaciones. Normalmente, con 48 ó 72 horas de anticipación, el Ministerio de Obras Públicas recibe una petición y la Comisión Nacional de Energía informa según el caso.
La primera obligación del Ministerio de Obras Públicas es velar por el bien común, privilegiar la defensa del interés común, lo que significa evitar que la población, los hospitales y los servicios públicos queden sin energía eléctrica. Cuando ello ha sucedido, ha sido cuantificado y se ha determinado que el costo social es inmensamente superior al beneficio de la empresa en cuestión En la última negociación se intentó introducir un elemento nuevo. Para garantizar la defensa de los intereses de los agricultores se propuso establecer en el convenio el monto que Endesa debía pagar a los agricultores en caso de no existir agua para riego. Endesa se negó, aduciendo que los convenios originales establecen que en caso de perjuicio a los agricultores debe haber una indemnización de Endesa. Señalaron que el asunto ya estaba zanjado.
Existen innumerables testimonios escritos y verbales de los esfuerzos que ha hecho el Ministerio de Obras Públicas en el transcurso de los años para modificar estos convenios. Hasta ahora ha primado el criterio de que para modificarlos debe concurrir la voluntad de ambas partes o por la vía judicial. En el tema del costo de falla, expresó que es un elemento que puede colocarse sobre la mesa en la discusión, pero que no obliga a nada. La posición de Endesa fue señalar que no reconocían la figura legal del costo de falla. Endesa señala que puede usar esa agua sin necesidad de una autorización del Ministerio de Obras Públicas.
En segundo lugar, se pidió que no hubiera ningún pago.
En tercer lugar, se pidió que no se estableciera ninguna garantía, porque el convenio establece que si hay problemas con los agricultores, ello se zanja directamente entre los agricultores y la Endesa. En consecuencia, no es una negociación entre alguien que compra y alguien que vende, por cuanto en este caso el que está comprando dice: “usted me está vendiendo algo que es mío”. El término flexibilización se aplicó porque se trata de una modificación del contrato, pero transitoria, que se extingue en el momento en que se entrega el agua o que vence el plazo, tras lo cual se vuelve a la situación anterior, por lo que se han pasado a denominar acuerdos autocompositivos. Este año ha habido tres peticiones de agua de Endesa en la laguna del Maule: una en marzo y otra en junio, a las cuales se accedió, y la última en junio, la cual se rechazó. Central Nehuenco: El señor ministro recordó que en abril de 1994 había sido invitado por la Corfo a presidir el directorio de esta empresa a partir de un mandato que obedecía a una decisión del gobierno, en el sentido de vender una parte importante de la participación pública en dicha empresa. Colbún adolecía de dos o tres limitaciones muy severas en su funcionamiento.
A partir de su construcción y puesta en servicio en 1986, nunca más tuvo algún desarrollo, lo que significó que fue perdiendo presencia en el mercado eléctrico de una manera muy significativa. Además, tenía otras desventajas. Toda su capacidad de generación era hidráulica y, por lo tanto, estaba sometida a los avatares de las sequías. En segundo lugar, su capacidad de producción estaba centrada en una hoya hidrográfica, de manera que si tenía pocos recursos hídricos, la situación comercial se volvía muy difícil. En tercer lugar, la empresa adolecía de la dificultad comercial de depender para sus colocaciones del sistema de transmisión perteneciente a Endesa, lo que hacía bastante dificultoso la apertura a nuevos clientes comerciales libres por el hecho de no estar en condiciones de garantizar un precio y una calidad de servicio de transmisión o de transporte de la energía apropiado, lo que era una limitación comercial bastante importante. Además, prácticamente, la empresa no tenía contratos libres y toda su energía la vendía en el mercado a costos marginales. El plan de inversiones tenía por objeto la construcción de una nueva central en el mismo río Maule, la central San Ignacio, que se construyó y se terminó; la construcción de una cuarta unidad hidráulica en el río Laja, la central Rucúe, que también fue desarrollada, construida y que hoy está operando; la construcción de una línea de transmisión propia, a fin de independizarse de la línea de transmisión de Endesa, la cual fue diseñada y construida, que está hoy operando y la construcción de una central a gas a partir del objetivo de ser una empresa equilibrada en términos de generación hidráulica y generación térmica.
Este plan significó un gasto del orden de 450 millones de dólares, lo que duplicó la capacidad instalada de Colbún, además de incorporar la línea de transmisión. El directorio estudió distintas alternativas de financiamiento.
La primera opción era operar mediante endeudamiento y venta de pequeños paquetes accionarios, conservando la estructura de propiedad para reexaminar más adelante la decisión de traspasar parte de la propiedad a manos privadas.
La segunda opción fue incorporar un socio estratégico, con permanencia en el tiempo, que continuara e incrementara el desarrollo de la empresa, de modo de asegurar su gravitación en el SIC.
La tercera, era incorporar socios distintos para cada uno de estos proyectos. Otra alternativa fue incorporar a muchos pequeños accionistas conservando la Corfo su carácter de accionista mayoritario. De todas estas alternativas analizadas el directorio de Colbún y la Corfo recomendaron la opción de incorporar un socio estratégico con una participación a determinarse en un análisis sobre optimización del valor del saldo de las acciones. Esta decisión tuvo como base los siguientes elementos: la presencia de un socio estratégico hacía más factible el financiamiento de un desarrollo sostenido de la empresa a futuro, lo cual iba a exigir a partir de ese año una inversión permanente en el tiempo de cien millones de dólares al año para mantener una participación en el mercado que no fuera disminuyendo en el tiempo. Este socio debería ser una empresa con vasta experiencia en la tecnología de la generación con ciclo combinado. Ése fue uno de los elementos obligatorios para participar en esta licitación. Durante 1996, en conjunto con Corfo, se llevó a cabo un proceso largo y dilatado de incorporación de un socio privado estratégico a la propiedad de Colbún, que culminó en octubre del 96 al asignar la venta del consorcio formado por Inversora Andina y Minera de Valparaíso, que como socios particulares son “Tractebel” de Bélgica e “Ibedrola” de España, Enagas de Chile, además de Minera de Valparaíso. El precio pagado por el 37,5% de Colbún fue de 341 millones de dólares, fijándose además una opción de compra por parte de este mismo socio por el 12,5% restante a 50 pesos la acción. La decisión del directorio de realizar esta licitación sobre la base de un concurso internacional abierto, para la central de ciclo combinado en donde participaron una cantidad significativa de consorcios, ocho que al final significaron trece ofertas técnicas diferentes. Analizadas todas las ofertas la comisión técnica, designada especialmente por el directorio, seleccionó como las ofertas mejor evaluadas las efectuadas por General Electric, el Consorcio Siemens Ansaldo y Mitsubishi.
La propuesta contemplaba aspectos de administración, electricidad de potencia, mecánica y procesos civil y arquitectura, control e instrumentación, finanzas y comercial. En septiembre de 1995, Colbún recibió ofertas de ocho consorcios por la construcción “llave en mano”. Se optó por el sistema que obliga al proveedor a entregar una planta que sólo es recepcionada por el comprador una vez que ha funcionado el tiempo suficiente y ha cumplido todos los tests necesarios para ser aceptada. En total se evaluaron 16 ofertas. En sesión del 18 de enero de 1996, después de la homologación de las propuestas, fueron presentados al directorio los antecedentes y resultados de la evaluación. En términos técnicos, los especialistas propusieron en primer lugar, indistintamente, a los equipos ofrecidos por Siemens Ansaldo y General Electric. Tanto la comisión de evaluación interna, como la empresa consultora externa Merz AMP; McLellan de Inglaterra, señalaron que los equipos ofrecidos por estas compañías, eran los apropiados. A su vez, los indicadores económicos señalaban que la oferta más conveniente correspondía en primer lugar, a General Electric, segundo Siemens y tercero Mitsubishi. Normalmente, se inicia la discusión del contrato con el primero de la lista, reservando al segundo en caso de no tener éxito con el primero. Sobre la base de los informes de la comisión evaluadora de la administración, de la comisión de directores, nominada para ese efecto y el de los consultores Merz AMP; McLellan, se decidió que de no llegar a la firma del contrato en un plazo prudente, se deberían iniciar negociaciones con el Consorcio Siemens/Ansaldo. En abril de 1996, después de hacer un completo estudio de las fallas presentadas en los años previos por las centrales instaladas, tanto por General Electric como Siemens, Merz AMP; McLellan informó, que era importante solicitar una investigación, que contemplara una relación y evaluación de las fallas que en los últimos dos años habían tenido unidades similares a las que se estaban adquiriendo en el caso de General Electric y Siemens/Ansaldo. Al respecto, el informe respectivo señala: “En conclusión, por lo tanto, nos sentimos más cómodos con el equipo V94.A de Siemens y todavía existen preocupaciones con el equipo 9FA (General Electric) debido a su historia. Siemens ha probado ser un buen consultor “llave en mano” tanto en el Reino Unido como en el mundo y estamos confiados de un resultado exitoso y término en plazo. En consecuencia, recomendamos a Siemens como el constructor de preferencia para este proyecto”. En una auditoría posterior, de octubre de 1996, Merz AMP; McLellan indica: “Concluimos, por lo tanto, que la evaluación fue justa para todos los proponentes y que la recomendación final de seleccionar a Siemens sobre la base de su oferta técnica fue correcta”.
El directorio tomó la decisión de iniciar conversaciones con General Electric, a partir de lo cual se estableció una agenda de trabajo en que se abordaban, antes de la discusión de los aspectos técnicos del suministro, temas relativos a garantías, multas, seguros, texto del contrato y ajustes de precio. En definitiva, la empresa General Electric no aceptó firmar el contrato anexo a las bases, en especial de las cláusulas esenciales que protegían a Colbún S.A. Es necesario tener presente que la licitación incluía un anexo que establecía las bases del contrato que debe firmar la empresa seleccionada, a fin de evitar que una empresa que comienza a participar manifieste con posterioridad que no está de acuerdo con él. El informe jurídico, al respecto señala: “la proposición de General Electric se aparta en diversos aspectos sustantivos del contrato incluido como anexo a las Bases, que se indican a continuación...”. Luego de eso se enumeran 29 aspectos que se detallan en ese memorándum, en materias tales como responsabilidad del proveedor, garantías, seguros y multas. No obstante lo anterior, Colbún urgió a General Electric a entregar su última propuesta contractual, y se hizo un nuevo intento, como consta en el fax enviado el 30 de abril de 1996, que señalaba: “Nuestro Comité de Directores nos ha instruido para que les enviemos nuevamente nuestra versión de contrato definitiva con el propósito de que General Electric nos haga saber cuáles cláusulas decididamente serían insalvables”. En su respuesta, General Electric insistió en las modificaciones de contrato que antes había planteado, razón por la que se decidió seguir conversaciones con el consorcio Siemens/Ansaldo.
El directorio de Colbún, en sesión celebrada el 7 de mayo de 1996, luego de las largas e infructuosas negociaciones con General Electric, decidió, por unanimidad, seguir negociaciones con Siemens. En dicha sesión, tal como consta en el acta, el asesor jurídico del estudio mencionado se refirió a los ocho puntos principales de divergencias con General Electric, concluyendo que, en su opinión, la inclusión de los puntos señalados en la forma que solicita General Electric se apartaban de lo contemplado en los documentos de licitación. Situación que llevaba a la desprotección respecto del contrato, con lo cual cabía la posibilidad de que los otros postulantes objetaran el procedimiento por incorporarse condiciones distintas a las incluidas en las bases de la licitación. Cabe tener presente que ambos equipos, tanto el de General Electric como el de Siemens, constituyen prototipos, debido a que se trata de centrales que funcionarán por 30 años a lo menos, 25 de los cuales seguramente van a ser normales, en términos de precipitación, y 2, 3 o 5 anormales. El consorcio Siemens/Ansaldo estuvo dispuesto a mantener estas cláusulas esenciales del contrato, que son las que protegen a Colbún S.A. frente al tipo de problemas que ha enfrentado esta central. Finalmente, Siemens firmó el contrato en las condiciones previstas en las bases de licitación. Otras consideraciones que vale la pena tener presente, son que:
-Las centrales no están en funciones todo el tiempo, a diferencia de las centrales hidráulicas que funcionan siempre que hay agua. Se despachan cuando es necesario complementar los requerimientos de energía. En el momento en que el gas natural llegó a Chile, se produjo una competencia por construir las primeras centrales de ciclo combinado con gas. Había un problema de posicionamiento estratégico comercial, en términos de quiénes construían las primeras centrales, fundamentalmente entre Endesa y Colbún. El resultado de la competencia fue que se construyeron ambas. Lo lógico era haber construido una primero y después la otra, pero cada empresa tomó su propio posicionamiento y se construyeron casi en paralelo una y otra. Lo del prototipo interesa porque cada año se producen centrales de distinta generación y año tras año se consiguen mayores niveles de eficiencia. Cuando el Centro Económico de Despacho de Carga decide que una central térmica debe entrar, siempre despacha a la de menor costo. Desde el punto de vista de la estrategia comercial, la ganancia de algunas décimas o puntos de eficiencia es absolutamente indispensable, por eso ambas empresas -Endesa y Colbún buscan tener la última generación en centrales. A la entrada en funcionamiento de un prototipo, normalmente hay un proceso de ajuste; fallas de una u otra naturaleza que se van ajustando hasta que la central queda en pleno funcionamiento y es recibida “llave en mano”. La entrada en funciones de estas centrales debió haber sido intermitente o, incluso, en un proceso en el cual hubieran podido estar un año sin funcionar sin que el sistema hubiese notado esa ausencia.
Su entrada en funcionamiento coincidió con la profunda sequía del país, lo que las obligó a funcionar las 24 horas del día durante 365 días del año. El contrato establece garantías por el funcionamiento de la empresa, que pueden llegar hasta el desahucio. Un contrato “llave en mano”, supone que si lo que se compra no funciona -después de cumplir con las distintas pruebas a que debe ser sometido-, no puede ser aceptado como un bien adquirido. Se establecen indemnizaciones por el lucro cesante e indemnizaciones por causa de los costos en que Colbún ha debido incurrir como resultado de no poder cumplir sus contratos comerciales y tener que adquirir la energía en el mercado a precios sustantivamente mayores que los que hubiera costado la producción propia si la planta hubiera estado protegida.
2. Ministro Presidente de la Comisión Nacional de Energía, señor Óscar Landerretche. Causas y efectos del racionamiento Para determinar las causas y efectos del nuevo racionamiento eléctrico que ha afectado al país, desde hace aproximadamente siete meses, se deben considerar algunos factores que ya se expusieron en el informe que emitió la Primera Comisión Investigadora, en el cual se se- ñalaba que el uso que se había hecho de las aguas disponibles en los meses de julio, agosto y septiembre del año pasado, no había sido óptimo desde el punto de vista del despacho económico. Al respecto cabe tener presente, que en la Región Metropolitana hubo racionamiento entre el 11 y el 25 de julio, el cual duró hasta el día 27. En resumen, el racionamiento tuvo una duración de 14 o 15 días, lo que significó en la práctica que el faltante en esos días fuera el equivalente al sobredespacho hidroeléctrico que se había producido con anterioridad a la emergencia, que empezó el 11 de noviembre. El racionamiento ha presentado una curva curiosa.
En abril hubo racionamiento con cortes, en mayo no los hubo, con excepción de algunas regiones, como Atacama, donde hubo una limitada capacidad de absorción del racionamiento con cargo a autogeneración y clientes libres. Otro aspecto que se debe tener presente es el que dice relación con la diferencia que existe entre racionamiento y cortes. El racionamiento puede ser emparejado, mientras que los cortes se originan en las decisiones de las empresas distribuidoras para absorber el racionamiento. Los decretos de racionamiento son autorizaciones dadas a las empresas para que racionen, lo que se materializa ya sea llegando a acuerdos con los clientes para reducir el consumo, moviendo el voltaje 5% más abajo de la banda normal o realizando operaciones de contratación de autogeneración o autoproducción y cortando el suministro, que es lo que en definitiva los usuarios perciben como racionamiento. Sostuvo no compartir el criterio de que la causa del racionamiento se originó en la falla de la Central Nehuenco. Al respecto, indicó que el racionamiento de abril y mayo se debía a razones que forman parte del proceso de regulación que ha provocado la emergencia eléctrica, como la utilización de los instrumentos disponibles y la solución de los problemas que se originan en las fugas regulatorias que existían. De esta manera, se fijaron los acuerdos básicos, que contemplan 18 puntos, como racionar en forma pareja, bajar a sus clientes libres en x megawatts, avisos a las respectivas distribuidoras con antelación y aspectos de seguridad.
Otras materias, que también cabe considerar, son los compromisos adoptados por las empresas, como por ejemplo en el caso de Endesa que en noviembre pasado se había comprometido a incorporar 600 megawatts adicionales al sistema, operación que parecía indispensable para enfrentar una temporada en que la generación hidroeléctrica estaba sujeta a cierto riesgo en materia de hidroelectricidad. La operación, además, requería ampliar la línea de transmisión para posibilitar capacidades de generación en el Norte Grande y Chico, que normalmente obedecen a respaldo para su propia área, pero que no se trasmiten, porque suponen que hay hidroelectricidad suficiente al sur de la Región Metropolitana. Endesa instaló 588 megawatts y amplió la línea de transmisión, lo que en la práctica, de haber estado todas las centrales funcionando, incluso con Nehuenco, hubiera significado un adicional aproximado de 70 megawatts. Colbún, a esa época, era una generadora con déficit importante, con retrasos reiterados y fallas recurrentes en su unidad termoeléctrica. Originalmente, su compromiso era instalar 100 a 200 megawatts, posición que se tornó cada vez más difícil una vez que se superaron los cortes. Colbún, en opinión del ministro Landerretche no tuvo la disposición de respaldarse con una capacidad de generación termoeléctrica, ni siquiera parcial, a diferencia de Endesa, que llegó incluso a instalar turbinas de respaldo a la Central de ciclo combinado San Isidro. Un segundo elemento, a destacar es el que dice relación con los 125 días en que no hubo racionamiento ni cortes, es decir, entre la última semana de noviembre y fines de marzo, en que no se utilizó la capacidad de generación de los autoproductores. Al respecto, los informes diarios emitidos por el Cdec contemplan datos sobre los autoproductores, en el cual se consigna una cifra de 357 megawatts hora de energía diaria, esto es el medio por ciento de la generación del sistema, lo que equivale a tener durante aproximadamente 18 horas, desde las 7.00 A.M. a las 24 horas, alrededor de 20 megawatts comprados. Como producto de la discusión que se suscitó con motivo de la intervención del Presidente de la República, Endesa sostuvo que tenía funcionando 200 y tanto megawatts y Gener que tenía más de 200 megawatts de autoproducción y autogeneración, megawatts que han sido utilizados al decretarse racionamiento. Es decir, en dicha oportunidad, se contrató esa capacidad de autoproducción y autogeneración, precisamente para absorber parte del racionamiento. La conclusión final, es que durante los 125 días en que no hubo racionamiento, ni cortes, no se hizo uso de esta capacidad de autoproducción, que tiene un alto costo. De aquí que al momento del acuerdo, esto es, el 18 de noviembre, se señaló que se iba a establecer la divergencia en torno al tema del costo falla y que la autoridad iba a aplicarlo, situación que no todas las empresas compartieron. Fue así como se originó la ley Nº 19.613, que otorga mayores facultades a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, generando a la vez, una incremento en las multa y fortaleciendo el tema de las compensaciones. Tema en que no existe total acuerdo, por cuanto existen diversas interpretaciones en cuanto al momento en que se deberán aplicar las compensaciones.
El Ministerio de Economía y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles han sostenido que deben aplicarse desde el momento en que entró en vigencia la ley, aunque el decreto no haya corregido las fórmulas de cálculo de las mismas. Otra interpretación, señala que los tres días que median entre un acto y otro, serían objeto de discusión. La postura más extrema señala que la compensación no se aplicaría mientras dure la emergencia. Si durante los 125 días se hubiese empleado la capacidad de autoproducción y las empresas hubieran adoptado las decisiones inherentes al momento de emergencia, se podrían haber acumulado alrededor de 200 megawatts, mediante la vía de la no utilización de recursos en aquellos embalses en los cuales era posible utilizar, situación que no se produjo en el Laja y el Maule, porque había que regar. Los ahorros se deberían haber producido básicamente en Chapo y Rapel, por cuanto se trata de embalses que no tienen obligación de ser empleados para riego, lo que hubiera permitido ahorrar entre 1 y 1,5 gigawatt, que proyectado a un período largo, como podría haber sido un semestre, hubieran significado 200 gigas adicionales. Los 200 megawatts equivalen a 50 días sin corte de suministro. Existe una contradicción entre la forma como operan los procedimientos de regulación en una época normal versus una de crisis. En época de crisis se evita que las señales regulatorias tengan efectos inmediatos y se produzcan coordinaciones, momento en el cual la competencia entra a ocupar un lugar importante. Al producirse una situación de crisis la competencia se transforma en costo, porque ésta permite que se produzca todo tipo de incertidumbre respecto de lo que hará el competidor, por lo que las decisiones se llegan a transformar en apuestas. Otros factores que también han tenido incidencia en la crisis son los fenómenos de temperatura de las aguas que se han producido con las corrientes del Niño y la Niña, y la lluvia que se produjo el 9 de septiembre del año pasado. La generación hidroeléctrica actual es la más baja de la historia, no comparable con la de 1968, en que no existían las mismas centrales de hoy. Endesa ha entregado un programa que contempla completar 891 megawatts instalados al 30 de noviembre, más la ampliación de la línea San Isidro-Polpaico, que agrega otros 70 megawatts más, lo cual hace un total de 960 megawatts, esperándose otras ampliaciones por 240 más de manera de llegar a 1.200 megawatts adicionales. Otro tema que fue puesto en debate, fue el relativo a si hubo desplazamiento de energía térmica por energía hidroeléctrica, situación que no se dio, por cuanto hubo horas en el día, de preferencia en la madrugada, en que no todas las centrales termoeléctricas e hidroeléctricas estaban funcionando, porque la curva de demanda a esa ahora es baja.
Las centrales que se encontraban funcionando tenían sus frecuencias reguladas. Finalmente, en lo que se refiere a las medidas de ahorro de energía propuestas para el sector público y privado, sostuvo que eran de dos tipos: medidas directas, acordadas con el comercio y las municipalidades y otras que comprenden el concepto de consumos prescindibles. El segundo tipo, está constituido por las medidas de ahorro, las cuales tienen un efecto reducido y dependen en gran medida de la acogida que tengan por parte de la población. Aclaró que durante el año 1989 hubo racionamiento, el cual alcanzó al 7% en julio y 4% en agosto. En 1990 hubo racionamiento en julio, agosto y septiembre. En agosto alcanzó el 11% y no hubo cortes. En suma, señaló que las campañas de ahorro no eran efectivas.
3. Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía señor Cristián Nicolai. Causas y efectos del racionamiento En primer término, enfatizó que había asumido el cargo el 6 de abril del presente año. En julio del año pasado, se produjo una primera situación que hizo observar en forma crítica el abastecimiento eléctrico desde el punto de vista de los recursos hidráulicos disponibles hasta ese momento, evaluación que finalmente se desestimó al considerar que habría un invierno lluvioso, situación que no se produjo e, incluso, se agravó por el adelanto del deshielo de la nieve que hasta ese instante había precipitado. Todo ello produjo que el 11 de noviembre y en hora de punta no se alcanzara a cumplir la demanda, lo que llevó a adoptar un primer racionamiento y la dictación del decreto respectivo, el que se prorrogó hasta abril de este año. Con fecha posterior a la prorrogación del decreto, se dictó una resolución a fin de establecer un decreto de racionamiento parejo, luego de lo cual se abrió debate respecto de las enmiendas legales respecto de esta materia. En este aspecto, se modificó el artículo 99 bis, además de otras materias relacionadas con la Superintendencia de Electricidad y Combustibles. Todo ello llevó a la dictación del decreto de racionamiento que rige en la actualidad y que recoge lo establecido en el decreto Nº 640, y lo señalado en la resolución de la SEC, que establecía un racionamiento parejo, como asimismo las modificaciones a la ley relativas a las compensaciones. Entre el período de crisis de noviembre y mayo, transcurrieron 125 días sin decretarse racionamiento. Posteriormente, los días de racionamiento en cifras ponderadas han significado una falta de provisión de suministro eléctrico de alrededor de un 1%, cifra que en los casos más graves se eleva al 3%.
Las causas que provocaron esta situación, son en primer lugar, el problema de la sequía, que no sólo ha sido una de las más agudas del siglo, sino que se ha prolongado por segundo año consecutivo. El atraso en la incorporación de algunas centrales de ciclo combinado y la posibilidad de falla de las mismas, han generado un desabastecimiento que ha conducido a situaciones de racionamiento y de cortes. En algunos casos, se ha estimado un déficit de energía por el manejo de las empresas en relación con los clientes libres, por el control de energía de autoproductores, como, también, por el manejo de voltaje. También, por algún grado de ahorro, en algunos sectores de la población, lo que ha permitido pasar días sin cortes. Respecto de la previsión del comportamiento hidrológico del año pluviométrico, que es una decisión probabilística, existe la probabilidad de acertar o no. En ese momento, se apostó a un año lluvioso, situación que no se dio. A la Comisión Nacional de Energía no le corresponde hacer el cálculo de costo de oportunidad que tendría, por ejemplo, el agua usada en generación, al ser usada alternativamente para el riego comprometido. Además, porque lo que se refiere al despacho de carga es un modelo acordado, donde concurren todas las empresas, no sólo las empresas de generación hidráulica, sino también las de generación térmica. Cada una al entrar a un Cdec tiene que declarar su prueba de costo marginal. De esa manera, va a ser despachado o no. La Comisión Nacional de Energía no tiene las herramientas adecuadas para determinar el costo de oportunidad del agua, lo que hace es un análisis económico, pero no fija los precios. Por lo tanto, las consideraciones económicas, que efectúa la Comisión se hacen en el sentido de mirar en un horizonte de más largo plazo, de considerar que es importante tener un recurso hidráulico que puede ser escaso en un momento determinado y que tal recurso se valore económicamente no al precio que está siendo despachado de acuerdo con el ajuste del costo marginal, sino en un período más largo y como recurso escaso. Hoy, se están despachando centrales térmicas cuyo costo puede ser alrededor de 60 mil, comparado con los 20 y tantos mil que debería ser el costo de la central hidráulica.
Otra cosa que es necesario tener presente es el costo al que es despachada la energía, el precio al que se vende y el costo de producción, donde también puede haber diferencias importantes, porque si tengo un recurso abundante que se me entrega a costo cero, el despacho no puede ser a costo cero y el valor al que vendo, por ejemplo, en el caso de los servicios regulados o las distribuidoras, es el precio de nudo. Entonces, hay una serie de valores que entran en juego, como las ecuaciones que hacen las empresas para adoptar sus decisiones. Respecto de la situación pluviométrica, la Comisión cuenta con el apoyo e información del Departamento de Geofísica de la Universidad de Chile. Se ha señalado que el fenómeno de La Niña podría estar retirándose en octubre, cuando haya terminado el período normal de lluvia entre la Séptima y Décima Regiones, por lo tanto, dicho fenómeno se puede producir en fecha posterior y posiblemente se produzcan lluvias desde la Décima Región hacia el sur, que no aportan a los embalses. En consecuencia, la situación de las cotas de los embalses es similar y no se sabe qué va a ocurrir con la situación pluviométrica hacia adelante. En una economía de mercado el precio es la señal y, desde ese punto de vista, es un mecanismo útil. Un precio tan caro como puede tener el costo falla, que es 5 veces el valor del precio nudo, dependiendo en cuál de los tres tramos se encuentre, es una señal muy fuerte para que aquel que en un momento dado esté en una situación deficitaria, tome las prevenciones del caso y contrate energía a valores menores. Ese es un incentivo para la contratación de autoproductores, que pueden estar en el orden de 60, si es una máquina térmica buena, o 90 y tantos mil. En cuanto a la estimación de las multas, expresó, que como ellas se observan en un período de tres meses, se calcula -a partir de la fecha de renovación de la ley- alrededor de 75 días para que las multas empiecen a tener efecto. Por lo tanto, tampoco existe una estimación exacta de cuál será el monto de las compensaciones. Lo que sí se ha hecho es un cálculo de la energía no provista en este período, la cual, en promedio, alcanza al 1%. Dicha energía se ha manifestado en los cortes y es la que realmente puede ser percibida, ya que todo lo demás no pasa de ser una estimación. La medida está dada por los cortes. En ese sentido, la estimación, del 1% de la energía no fue provista, incluso, con desviaciones que llegan en algunos casos al 3 o 4%, en las situaciones más críticas. En todo caso, es una cantidad no muy significativa, porque la valoración del kilowatt hora no provisto es de alrededor de 62 pesos, por lo tanto, no se pueden crear falsas expectativas en el sentido de que habrá devoluciones de varios miles de dólares o situaciones similares a las ocurridas en Argentina. Respecto de cuál ha sido la recepción por parte de las empresas, se pueden destacar hechos como la instalación, antes de la ley, por parte de la Endesa, de aproximadamente 600 megawatts de capacidad adicional, lo cual demuestra que dicha empresa previó ciertas situaciones, hizo sus evaluaciones económicas y tomó la decisión de invertir. Asimismo, está la decisión, posterior al discurso del Presidente, de anunciar la instalación de 303 megawatts, de los cuales los primeros 21 se instalarían el 15 de julio; 42, el 15 de agosto; 120 en septiembre y 120 en noviembre. Asimismo, cabe señalar la decisión de Colbún de considerar la instalación de 240 megawatts adicionales, con dos plantas de 120 megawatts para comienzos del próximo año. Otro aspecto importante es que las distribuidoras, que tienen la relación con los clientes finales, están dispuestas a pagar las compensaciones y, en caso necesario, a repercutir esta situación, incluso legalmente, contra las generadoras, en el caso que éstas no cumplan la parte que les corresponde. En el fondo, la distribuidora es la que paga la compensación, pero, a su vez, debe recibir de las generadoras la misma cantidad de compensación.
La Comisión Nacional de Energía no conoce los planes estratégicos de las empresas. Lo que se conoce es un plan de obras indicativo, que se utiliza para la fijación del precio de nudo, que es la señal que tienen las empresas posteriormente, al tomar sus decisiones de inversión. Pero existe un ordenamiento jurídico y económico, en virtud del cual las decisiones de inversión están radicadas en las empresas y no en el Estado. Desde ese punto de vista, la Comisión Nacional de Energía lo que hace es fijar las políticas que tiendan a asegurar el abastecimiento de energía eléctrica. Asimismo, le corresponde la fijación de los precios de nudo cada seis meses; la fijación del valor agregado de distribución para determinar los precios de los servicios regulados a consumidores finales, cada cuatro años; la observación diaria y dar ciertas indicaciones respecto de la operación del sistema y la ejecución de esa política. El objetivo de la Comisión Nacional de Energía, es incentivar para que se asegure el suministro eléctrico de alguna manera, pues, hasta hoy, existe esa cláusula de eximición y lo que se ha visto desde el año pasado hasta la fecha es una situación de crisis de abastecimiento con una discusión absolutamente estéril de quién es la responsabilidad y de cuáles son las soluciones. El plan indicativo de obras señala en un horizonte qué centrales entrarán, y ellas, efectivamente, corresponden a una tecnología u otra, de acuerdo con lo que las empresas han proyectado o de acuerdo con una estimación general, como fue el caso cuando la Comisión insistió en incorporar la central de gas y de ciclo combinado, a pesar de que todavía no había decisiones tomadas a ese respecto. Eso, en definitiva, se traduce en el cálculo del precio de la potencia y ésa es la señal que se da en términos de inversión. Hay un precio de nudo de potencia. Lo mismo pasa con la energía a producir, donde también hay un precio de nudo de la energía. Ésas son las únicas señales económicas, que deben ser el incentivo para que las empresas inviertan y produzcan la energía adecuada. El precio de nudo debe ser tal que sea el incentivo adecuado para los inversionistas. En el precio de nudo se privilegia evitar variaciones bruscas del precio. Por eso, se observa en una ventana de tiempo bastante larga la variación del costo marginal: si llueve mucho, es muy bajo y si no llueve o hay fallas es el costo de falla. Entonces, se da una curva de este costo marginal que varía y lo que dice la legislación es: promédiela, y ése es el precio. Por lo tanto, todas las variaciones bruscas se ven suavizadas. En consecuencia, lo que suceda hoy no se verá reflejado inmediatamente, sino que hay un retardo de tiempo para que eso se incorpore.
4. Ex Secretaria Ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía, señora María Isabel González. Causas y efectos del racionamiento Sostuvo que la CNE durante el año 1998 había sido consultada sobre la conveniencia de adelantar el uso de las aguas del Laja y del Maule, a raíz de una solicitud de Endesa a la Dirección de Obras Hidráulicas. En efecto, a fines de junio del año pasado, Endesa solicitó flexibilizar el uso de las aguas, lo que significa adelantar aguas de la temporada estival para usarlas en los meses de julio y agosto, fundamentalmente porque el sistema estaba en una situación de estrechez máxima y se preveían déficit de abastecimiento para julio y agosto. El estudio de seguridad de la Comisión Nacional de Energía del 2 de julio de 1998, indicó un déficit de 5% para julio y agosto, el que se suplió con un acuerdo entre la Dirección de Obras Hidráulicas y Endesa para autorizar el uso adicional de 200 millones de metros cúbicos de agua del Laja. Este primer convenio estableció volumen y cota en el supuesto de que los afluentes eran equivalentes a 1968. SESIÓN 39ª, EN MARTES 11 DE ABRIL DE 2000 125 Con esa entrega de agua, el sistema debería haber quedado sin déficit, pero a raíz de que el 30 de julio, la central Nehuenco no entró en funciones en la fecha estipulada, se requirió un nuevo estudio de seguridad que acusó un déficit de 4% para agosto y septiembre, pese a la entrega adicional de 200 millones de metros cúbicos. Para paliar esa situación, se flexibilizó el uso del agua de la laguna Maule. Los 200 millones de metros cúbicos autorizados para Endesa se fijaron entre la cota 1.312,7 y la 1.311 y fracción. Endesa llegó a la cota impuesta por la Dirección de Obras Hidráulicas sin haber extraído los 200 millones de metros cúbicos autorizados porque los afluentes fueron menores de lo esperado, es decir, la proyección que elaboró la Dirección de Obras Hidráulicas se basó en afluentes equivalentes a los de 1968 y 1969; pero en esta ocasión hubo menos afluentes, por lo que se llegó a la cota fijada sin que se extrajeran los 200 millones de metros cúbicos. El 30 de julio la Dirección de Obras Hidráulicas firmó un nuevo acuerdo con Endesa respecto del Laja, con el propósito de extraer 64 millones de metros cúbicos adicionales de agua, cifra que completa los 200 millones acordados, para lo cual debió bajarse la cota. La legislación vigente establece que el Cedec es el encargado de despachar las centrales al mínimo costo, es decir, en estricto orden de costos variables. Para esto las centrales deben despachar a medida que aumenta la demanda durante el día. En cuanto al uso efectivo que se le dio al recurso, cabe tener presentes algunas consideraciones. El día que la Dirección de Obras Hidráulicas firmó el acuerdo de flexibilización de las aguas del Laja con Endesa, ésta informó al Cedec que la central El Toro debía ser despachada como central de pasada, costo variable cero. Las empresas propietarias de las centrales tienen la obligación de informar las características de sus centrales. Por ejemplo, si se es propietario de una central térmica y se sostiene que la central tiene un rendimiento de 0,34 kilos de petróleo diesel por kilowatt hora generado, la información es válida, al menos hasta que alguien la objete. Todo sistema de libre mercado, funciona basado en la buena fe y la confianza entre los actores. De este modo, Endesa hace una declaración en esos términos, las empresas térmicas rechazan esa apreciación, pero de acuerdo con los procedimientos internos del Cedec, esa situación sólo puede ser vista por su directorio 48 horas después de ocurridos los hechos, por lo tanto, la central El Toro funcionó durante varias horas -más de 48- a plena capacidad, como si el valor del agua fuese cero. Se puede sostener que hubo una apuesta de una empresa de que, por una parte, iba a llover, lo que generaría más agua, por lo que no importaba gastar la que había en ese momento. La limitación impuesta a Endesa fue la de extraer 100 millones de metros cúbicos en julio y otros 100 millones en agosto. Endesa dijo: tengo agua el 7 de julio, no importa que el 20 la hayamos gastado, puesto que a esa fecha la cota habrá subido y podré seguir sacando agua. Pero al parecer la apuesta resultó mal. El déficit durante noviembre pasado alcanzó a 65 gigawatts hora. De haberse empleado correctamente el agua se podría haber evitado un 40% de ese déficit. En el período 1996-1997, el Sistema Interconectado Central también vivió una situación de bastante estrechez. El 7 de abril de 1997 llovió y se acabó el problema de la escasez de agua, situación que no se repitió durante los meses de octubre y noviembre de 1996 y marzo de 1997. En esa época, hubo una divergencia en el Cdec en términos del valor de las transacciones de energía que ellos hacían, la cual tenía que ver con que si el costo marginal del sistema en ese período era el costo falla. En el fondo, no era el costo falla exactamente, sino que cuando el sistema prevé que en el futuro va a haber déficit, empieza a estar influenciado por el costo falla. Ya no es el costo de la última central térmica, sino que como el sistema prevé un déficit, le asigna un mayor valor al agua de la última central térmica que estaba disponible en el sistema. En 1997, el Cdec, a raíz de una divergencia, consultó el tema al ministro de Economía, quien solicitó para esos efectos un informe a la CNE. Dicho informe recomendó solicitar al Cdec el cambio de los modelos de despacho de las centrales hidroeléctricas por considerarlos muy optimistas y poco cuidadosos con el agua, basado en la experiencia de los tres últimos meses de 1996 y de marzo de 1997. La respuesta de Endesa a esa resolución del ministro derivó en un recurso de protección que fue resuelto en agosto de 1998 por la Corte Suprema en favor del ministro. El modelo asigna un precio de oportunidad al agua. Entonces, se despacha para las tres semanas siguientes y se copia la hidrología que hubo la semana anterior para la primera semana. Cuando la Comisión Nacional de Energía recomienda al ministro de Obras Públicas entregar los 200 millones de metros cúbicos de agua, se llega a un acuerdo personal con el gerente general de Endesa, mediante el cual se compromete a hacer un cambio en el modelo del Cdec, a más tardar el 31 de julio. La solicitud de Endesa era para flexibilizar el uso de 500 millones de metros cúbicos de agua que quedaban en el Laja. La zona de los 500 millones de metros cúbicos es de uso compartido para riego y generación eléctrica. 100 millones de metros cúbicos son de uso exclusivo de los regantes. El uso no está definido, pero la Dirección de Obras Hidráulicas sostiene que con esa cantidad de agua se riegan las 97 mil hectáreas que hay en esa zona. Endesa quería sacar los 500 millones de metros cúbicos a la velocidad que el sistema lo requiriera para evitar que el parque térmico tuviera que generar. El planteamiento de Endesa para solicitar 500 millones de metros cúbicos, sin ningún tipo de exigencia, obedeció a que en concepto de la empresa esas aguas les pertenecían y por lo tanto podía sacarlas en un mes. Las cifras que se manejaban indicaban que el déficit era de 4 ó 5% mensuales, considerando que la Central Nehuenco entraba en la fecha señalada, con la hidrología más mala de la cual se tenga conocimiento, correspondiente al período de 1961-1969. Esa cantidad de energía era posible generarla con 100 millones de metros cúbicos en julio y con la misma cantidad en agosto. En esa oportunidad se llegó a la cota antes de fines de agosto, por lo que se debió flexibilizar. La CNE nunca emitió ningún informe relativo al precio que se debía cobrar por las aguas. Solamente contaban con una estimación que consideraba que Endesa al evitarse pagar el costo falla por dos meses obtenía un beneficio importante, mayor a 100.000 dólares. La estimación dada en esa oportunidad por la señora González fue de 16 millones de dólares. Posteriormente, la Dirección de Obras Hidráulicas contrató a la empresa Mega-Red para que hiciera una estimación de lo que esto significaba, a raíz de lo cual se llegó a un valor menor, que fue de 11,5 millones de dólares. La preocupación del ministro era no causar alteraciones en el mercado eléctrico y para ello, sostuvo que sólo ante una situación de inminente racionamiento, se entregarían las aguas solicitadas, porque lo contrario sería equivalente a cambiar las reglas del juego para los demás actores, que esperaban otros precios de transacción. SESIÓN 39ª, EN MARTES 11 DE ABRIL DE 2000 127 El despacho del Cdec parte de la base que la semana comienza el viernes y termina el jueves. Por lo tanto, el jueves anterior, debe ponerse de acuerdo en un programa de operaciones para la semana siguiente. Entonces, el jueves hace una proyección y dice: “tendré cierta cantidad de generación de las centrales de pasada”, que son las primeras que ocupa, porque si no se genera en ellas, esa agua se pierde. Después, si hay escasez de agua, se recurre al parque térmico eficiente, esto es, a las centrales a carbón o a gas natural. Posteriormente, si está muy escasa el agua, se recurre al parque térmico ineficiente, que es muy caro, conformado por las turbinas a petróleo. Finalmente, se recurre a los embalses, con los cuales se hacen regulaciones a distintas horas. En ese escenario, el 2 de julio, el Cdec señaló que habría déficit para la semana siguiente, razón por la cual el viernes se debía empezar a racionar a razón del 5% de la demanda diaria. Esa misma situación se iba a presentar durante julio y agosto. Por lo tanto, la alternativa más rápida que tiene el sistema, si hay agua disponible, es generar. En ese momento, Endesa podía sacar 47 metros cúbicos por segundo del Laja. En esa situación, se la autoriza a sacar a una velocidad mayor para que pueda generar mayor cantidad de gigawatts hora. Por ejemplo, en la central El Toro, en esa época se estaban generando 5 gigawatts hora al día y con esa autorización podían subir 8 gigawatts hora al día, con lo cual se cubría el déficit. La alternativa planteada era la correcta, pero lamentablemente las empresas no fueron capaces de ponerla en práctica, ni siquiera para evitar los cortes cuando ya no había agua, y que consistía en comprar generación a las industrias que tienen capacidad de autogeneración, esto es, que tienen equipos de respaldo. En definitiva se planteó que no usaran esa generación durante las dos horas en que se cortaba el abastecimiento, sino todas las horas que fuera necesario, y que pagaran por eso. Esa alternativa es más cara. Hoy, la unidad más cara del sistema es la central Renca, porque funciona con diesel dorado, que tiene a 6,5 centavos de dólar el kilowatt/hora generado. Ese es el costo variable. A título ejemplar, se puede considerar que la capacidad de generación de las pesqueras de la Tercera Región, tenía un costo de 11 centavos de dólar. El costo de falla es 14 centavos de dólar Consultada sobre cuánto había costado a Endesa obtener la energía y cuáles eran las alternativas de que disponía, respondió a partir de un ejemplo, “suponiendo que represento a Endesa y tengo déficit. El costo falla debe comenzar a operar aun cuando haya un kilowatt/hora de déficit. Esto significa que no compro sólo ese kilowatt/hora al precio de falla, sino que todo lo que adquiero lo compro a costo de falla. Como represento a Endesa en este momento, tengo energía firme, pues tengo contrato con las distribuidoras y con los clientes libres. Entonces, estoy produciendo la mitad de mi energía firme, lo que se traduce en que la mitad de lo que estoy vendiendo tengo que comprarlo a 14 centavos de dólar para venderlo a 3,2. Ese es el precio del mercado. El escenario consiste en comprar la mitad de lo que vendo a 14 para venderlo a 3,2. Por lo tanto, Endesa tiene que evitar por todos los medios que llegue a operar el costo de falla.”. Endesa partía de la base que si entraba Nehuenco en julio o si llovía, lograría producir, por ejemplo, 10 y tenía contratos por 7. Eso significaba que dejaba de comprar esos 7 a este precio, ésa es la retribución que obtienen, ésa es la ganancia. A vía ejemplar señaló que en Argentina el costo de falla no cuesta 14 centavos de dólar. Cuesta un dólar. En Chile se calculó con un estudio. Suponiendo que soy dueña de la indus- 128 CÁMARA DE DIPUTADOS tria Ipal, que consume 300 kilowatt/hora y la demanda máxima es de 300 kilos. Entonces, la pregunta es ¿cuánto cuesta tener equipos para generar esos 300 kilos en costo de inversión y en costo de operación?, con el supuesto de que el sistema fallará, por ejemplo, cuatro o seis horas al año. Por lo tanto, ése es el costo de falla del sistema. Es decir, lo que cuesta autoproducir o autoabastecer. No sólo se puede embalsar agua en El Laja, sino que también en Colbún, Nehuenco o en Rapel. Si el modelo hubiera sido más conservador, no habría sacado las centrales térmicas y habría habido más agua en cualquiera de los embalses y no necesariamente en El Laja, lo cual significa que esa agua se podría haber generado en noviembre y en lugar de tener 67 gigawatts de déficit -como hubo-, habrían sido 30. Si algo se hizo mal en este período, en el que ya se sabía que había crisis, fue el retiro del parque térmico, pues, en la práctica, se dejó de gastar petróleo para gastar en agua. Eso alcanzó a 30 gigawatts y el déficit fue de 67 gigawatts. En definitiva de no haberse flexibilizado el convenio, habría habido cortes en julio y agosto y eso se conocía el 2 de julio. Si se hace una evaluación ex post de los hechos y si Endesa hubiera tenido que pagar el costo falla, se puede concluir que esa empresa habría hecho un mal negocio al adelantar el uso de las aguas, porque en definitiva pagó por adelantar un recurso que igual iba a poder usar a lo largo de los meses. Es decir, Endesa pagó precisamente para evitar pagar el costo falla, pero igual debería haberlo pagado en noviembre. En esa época la prensa informó que las empresas se habían puesto de acuerdo sobre el precio con el Cdec, lo cual fue muy negativo para el mercado, porque de esta manera se perjudicó a las empresas pequeñas, como Petropower, central que funciona con petcoke, en Talcahuano, que entrega al sistema el equivalente a la generación de 48 megawatts, y que tenía un contrato con Endesa con el costo marginal. Sin embargo, como el Cdec nunca reconoció que el costo marginal es el costo falla, esa es una de las empresas que resultó perjudicada con el acuerdo. Al no conocerse el acuerdo, resulta difícil hacer una estimación del valor. Endesa debió haber pagado el costo falla, sin embargo, no lo pagaron en julio ni en agosto, gracias a que hubo agua. Lo deberían haber pagado en noviembre. A criterio de la señora González, Endesa habría hecho un pésimo negocio, porque pagó por adelantar el agua, pero igual no logró evitar el racionamiento, debido a que se jugó por un escenario que no se dio. Todos los actores del sistema, incluyendo a la autoridad, creyeron que Nehuenco entraría y nadie pensó que ese año sería tan seco como 1968-1969. Central Nehuenco Entrando derechamente en el tema de Nehuenco, expresó que la CNE para hacer los estudios de seguridad, siempre había considerado la entrada de esta central. Nadie, salvo su propietario, puede tener información respecto de la fecha de puesta en servicio de una central. Por lo tanto, la Comisión Nacional de Energía contrató a un experto para que hiciera una evaluación a fin de que informara al respecto. La información de la empresa fue limitada, pero, sin embargo, se pudo determinar que la situación era grave y la conclusión no fue positiva. Una interrogante que surgió al tenor de la exposición, fue si la decisión unilateral de Endesa para usar las aguas estuvo condicionada a no caer en racionamiento y déficit con sus clientes, porque esto habría tenido un costo muy elevado. SESIÓN 39ª, EN MARTES 11 DE ABRIL DE 2000 129 De haberse rechazado la flexibilización del contrato, Endesa hubiera debido echar mano a los 200 megawatts de autogeneración, y tal vez esta decisión forzada habría sido más adecuada. Al respecto, precisó que una salida comprada al mercado de los autoproductores hubiera significado que los déficit habrían resultado más caros que la flexibilización del uso de las aguas del Laja. Finalmente, la señora González expresó que lo correcto había sido optar por el equilibrio, y en este sentido valoró la decisión de no flexibilizar los 500 millones de metros cúbicos, sino sólo 200 millones. 5. Superintendente de Electricidad y Combustibles, señor Juan Pablo Lorenzini. Causas y efectos del racionamiento Aclaró que no se trataba de un nuevo racionamiento, sino que el mismo que comenzó en noviembre del año pasado. Normalmente, se confunde racionamiento con cortes de suministro. El sistema ha presentado déficit energéticos, porque la demanda no fue la esperada. De no haber habido autorestricciones de parte de los consumidores, se hubieran presentado cortes de suministro. Durante un largo tiempo hubo medidas paliativas, adoptadas tanto por empresas del sector como por los propios clientes.
Según antecedentes de la Comisión Nacional de Energía, el uso de la capacidad de autoproducción sólo se hizo efectivo a propósito de que la crisis se manifestó en forma pública cuando se produjeron cortes, los cuales se agudizaron a partir de abril de este año. Las causas continúan siendo las mismas que la originaron, el desabastecimiento de noviembre de 1998, la extrema sequía y la incapacidad de generación térmica del sistema para afrontar el déficit, considerando que las decisiones adicionales de inversión de las empresas se efectuaron en diciembre pasado. Su materialización fue a partir de marzo y se concretó en 588 megawatts aportados por Endesa, debido a la instalación de nuevas unidades de generación, como por una ampliación de la línea de transmisión, lo que permitió utilizar en mejor medida los recursos existentes al norte de Santiago. Respecto de las medidas de ahorro de energía adoptadas por los sectores público y privado, su opinión fue que habían fracasado. La experiencia pasada demostró que eran poco eficientes. A pesar de que su alcance es limitado, es imprescindible que la situación de desabastecimiento sea internalizada por la ciudadanía y genere conductas personales, aunque en la práctica y en la sumatoria de ellas no sean muy significativas de ahorro. A partir de la publicación de la ley Nº 19.613, la situación cambió y fue posible establecer medidas de ahorro, no voluntarias, sino inducidas. En uso de las facultades legales y mediante la dictación de resoluciones, se estableció una mezcla de medidas que atacan consumos prescindibles y otras tendientes a disminuir o facilitar el ahorro energético. Las medidas inductivas al ahorro se expresan a través de campañas publicitarias llevadas a cabo por la Comisión Nacional de Ahorro de Energía y a partir del 9 de junio, mediante la imposición de medidas de ahorro coercitivo dispuestas por la Superintendencia. El conjunto de medidas ha tenido una repercusión de a lo menos el 1% de ahorro respecto del consumo normal del sistema. Esto se transforma en una cifra, que dependiendo del día de la semana de que se trate, debe ser del orden de entre 10 a 15% del déficit energético existente. En todo caso, en opinión de las empresas, esta campaña ha rendido frutos disímiles, dependiendo en gran medida del tipo de consumidores. Se estima que el ahorro mayor se ha dado en las personas cuyo consumo es menor a 100 kilowatts/hora al mes. Son los estratos medios y bajos los que han contribuido de mayor manera, debido a que su consumo es pequeño, pero en ningún caso alcanza para compensar a los estratos altos. La reacción del comercio ha sido negativa, por cuanto sostienen que la restricción en las vitrinas ha sido perjudicial y que preferirían una medida que permitiera dar cierta flexibilización. La función básica de la Superintendencia es la de mantener el sistema. El ahorro producido por el conjunto de las medidas adoptadas representa a lo menos una hora o eventualmente dos, de cortes generales, de acuerdo con el programa de Chilectra para la Región Metropolitana. La evaluación de la salida de las dos centrales de ciclo combinado está entregada a la Comisión Nacional de Energía y las medidas de ahorro forzado también fueron adoptadas considerando los informes de dicha Comisión. En lo que se refiere a la venta y flexibilización de los convenios celebrados entre el Ministerio de Obras Públicas y Endesa, la Superintendencia no tiene relación alguna con dicha materia, lo mismo en lo que respecta a los retrasos de la Central Nehuenco. Central Nehuenco Sin perjuicio de lo anterior, formuló algunos comentarios en relación con la Central Nehuenco. Recalcó la importancia de conocer las causas que los propios actores se adjudican en la falla de la Central, como también establecer el grado de conocimiento que existía en ambos respecto de los inconvenientes de Colbún, a fin de compararlos con la información que la empresa entregaba al Cdec y a la autoridad.
Resulta de vital importancia determinar el momento en que la información fluye porque esto condiciona los precios de nudo. Al entregar una información de prefijación de precio nudo, vale decir, marzo o septiembre de un año calendario, se establece una capacidad de generación conforme con la cual se fijan los precios para los próximos 6 meses, lo que es diametralmente distinto si lo mismo se sostiene a partir de mayo o junio. Entonces, resulta claro que el precio nudo puede verse afectado por una información errada. Si se sabe que una central no va a entrar en funcionamiento y esta información se omite por 15 días, tiempo durante el cual se estará transando a un costo marginal menor del que corresponde realmente, no se estaría proyectando la ausencia de ofertas que tienen una potencialidad. Cuando se anuncia que una central entrará en funcionamiento y esto no sucede, lo que se obtiene es presionar a la baja del precio y por lo tanto se está beneficiando artificialmente a los consumidores, pues el precio no se alza, sino se deprime. Al no entrar el funcionamiento la central el 1º de marzo de 1998, se estaba causando un perjuicio porque se estaba transando a un precio que no correspondía. Actualmente, existe la obligación de informar de los hechos esenciales a la Superintedencia, es decir, aquellos que puedan afectar al 5% de los clientes del sistema. El Superintendente se mostró partidario de introducir algunas modificaciones a la ley eléctrica, especialmente en materias de precios, de manera de llenar el vacío que se produce cuando el actor no ajusta su comportamiento a lo declarado, afectando de este modo los precios, situación en que la empresa debería hacerse cargo de las distorsiones de precios que genera.
En cuanto a medidas adoptadas por las distintas empresas, señaló que Endesa pretende incorporar 303 megawatts adicionales al sistema. Gener comprometió la incorporación de 200 megawatts de autoproducción al sistema, asunto que posteriormente fue desmentido por la empresa, sosteniendo que los 200 megawatts de autoproducción existían en el mercado, disponibles para quienes tuvieran que contratarlo. Como consideraciones generales, hizo presente que no tenía dudas de que si en el período enero-abril se hubiese utilizado capacidad de autogeneración se habrían minimizado los cortes. El mejor manejo de la crisis se debería a que hoy el racionamiento tiene un costo asociado que son las compensaciones a los usuarios, prueba de ello es que las empresas han presentado comportamientos muy disímiles entre las que tienen iguales niveles de déficit. En el tema de las compensaciones, señaló que éstas se manifestarán en las boletas de los consumidores a partir del mes de septiembre. 6. Presidente del Centro de Despacho Económico, señor Marco Arróspide. Causas y efectos del racionamiento Con posterioridad a los cortes de noviembre y a las escasas reservas hidráulicas que había en el sistema, hubo una serie de decisiones que se tomaron para enfrentar la situación que se veía venir de enero en adelante. Se incorporaron algunas centrales termoeléctricas y hubo ampliación de la capacidad de línea de transmisión para evacuar energía desde la zona norte hacia el sur, pero ocurrió la falla de Nehuenco y se empezó a utilizar menor energía, lo cual implicó cortes en algunas zonas del país, lo que motivó a la Superintendencia a aplicar cortes parejos.
En relación con las campañas de ahorro de energía, señaló que entendía que no habían sido exitosas, por falta de manejo. Sobre la flexibilidad de los convenios, sostuvo que existía una cierta cantidad de energía disponible que se entregaba a costo cero, desde el punto de vista del despacho económico, en el sentido de que se podía entender que era una energía de pasada que no tenía un valor alternativo de generación en ese minuto. Frente a una consulta relativa a la fluctuación de la franja de megawatts que tiene el despacho diario, indicó que al hablar de capacidad se entiende la potencia que se entrega en un período diario, dentro del cual existe un comportamiento distinto en la madrugada, mediodía y hora punta. En días hábiles, de lunes a viernes, sin considerar cortes, la estimación de demanda aproximada fluctúa entre 3.500 y 3.700 megawatts en la hora de mayor demanda. El sistema eléctrico determina en su programación diaria una central que regula la frecuencia, la cual debe ser de muy rápida subida o bajada de carga -requisito que normalmente cumplen las centrales hidrahúlicas y las turbinas a gas- y que, además, esté operando en un rango que le permita suplir salidas bruscas tanto de generación como de consumo. Lo anterior, se mide a través de una máquina que actúa como reguladora y que trata de llegar al equilibrio instantáneo entre lo que se está generando y lo que está demandando. Esta maquina mide la frecuencia, que es el elemento que determina el equilibrio entre la oferta y la demanda. Por lo tanto, si se produce una pequeña subida en la frecuencia, la máquina reduce la generación a fin de establecer el equilibrio. Si la frecuencia es baja, lo que hace es subir la generación para restablecerlo. Frente a situaciones de falla y de salida de centrales importantes, por ejemplo de 370 megawatts- equivalente a aproximadamente el 10% de la demanda de un día en la hora de punta- y como lo técnico económico no permite tener una capacidad de reservas suficientes para soportar dicha caída, lo que se hace es actuar con los relés de baja frecuencia, elementos instalados en los consumos que permiten que ante una caída, actúe la central reguladora. Si ésta no es capaz de tomar toda la carga, los relés descuelgan los consumos para tratar de aliviar el sistema y llevarlo al equilibrio por el lado del consumo. Frente a una caída brusca, actúan dos elementos: una central reguladora y los relés, los cuales funcionan como fusibles al bajar la frecuencia.
7. Gerente General y socio de Mega-Red, señores Andy García y Benario Troncoso, respectivamente. Mega-Red es una empresa asesora en el área energética que funciona como tal desde 1992. El objetivo de la empresa es asesorar a empresas públicas y privadas en el ámbito nacional y latinoamericano. En ese predicamento, han asesorado a varias empresas interesadas en llevar adelante proyectos energéticos, como también a organismos gubernamentales, como la Comisión Nacional de Energía y los Ministerios de Obras Públicas y de Planificación. Los trabajos mencionados, datan de diciembre de 1996 y julio de 1998.
El primero se tradujo en una asesoría al Ministerio de Obras Públicas, organismo que estaba interesado en evaluar la disponibilidad de agua en el canal Laja-Diguillín. Consecuencia de esa asesoría y producto de las negociaciones entre la Dirección de Riego y Endesa, se analizó la flexibilización del convenio de riego, de 1958. En 1998, la Dirección de Obras Hidráulicas solicitó evaluar los beneficios que percibiría Endesa en caso de una posible flexibilización del convenio ya señalado. La metodología empleada incorpora una modelación orientada a cómo usar en forma apropiada el agua acopiada en los distintos embalses sometidos a las restricciones impuestas por los derechos adquiridos por los regantes. Por sobre los derechos adquiridos por los regantes, existen disponibilidades de agua en los distintos embalses, de modo de realizar las operaciones más convenientes para el conjunto del sistema. Tomando como base esa modelación, se pueden estimar los costos marginales en que son valorizadas las transferencias de energía entre las empresas generadoras que integran el Cdec. Esos costos van a depender del uso que se dé a las aguas embalsadas. En relación con el estudio de 1998, cabe recordar que en julio de ese año, Endesa tuvo intenciones de anticipar el uso de aguas del lago Laja. Ante un escenario aleatorio, es decir, donde se desconoce lo que iba a ocurrir, y sobre la base de los antecedentes proporcionados por la Dirección de Obras Hidráulicas, se intentó estimar los beneficios de Endesa por usar en forma anticipada el agua. En ese momento había una serie de antecedentes que hacían prever que en el futuro se iba a disponer de más oferta de energía por la puesta en servicio de dos nuevas centrales termoeléctricas de ciclo combinado: Nehuenco y San Isidro, lo que traería como consecuencia una baja en los costos marginales. Los beneficios de Endesa se canalizaron por la vía de que la empresa podría disponer de energía a corto plazo en un momento en que los costos marginales eran bastantes altos, debido a las restricciones de oferta que se verificaban en aquel entonces. Por otra parte, Endesa devolvería esa agua meses más tarde, momento en que los costos marginales iban a ser bajos, debido al aumento de oferta de energía. En otras palabras, Endesa iba a utilizar el agua cuando los costos marginales fueran altos, lo que redundaría en un menor desembolso por concepto de compras, y la devolvería cuando estos bajaran. Para graficarlo en cifras, Endesa podía sacar 100 gigawatts/hora a un precio de 70 milésimos de dólar por kilowatt/hora, pero cuando la devolviera lo haría a un costo de 20 milésimos de dólar por kilowatt/hora. De manera que se producía un diferencial de 50 milésimos por kilowatt/hora por la energía desembalsada con anterioridad. En el momento en que se encargaron los estudios, la supuesta flexibilización del convenio partía de la base que Endesa iba a usar agua por un máximo de 100 millones de metros cúbicos e iba a llegar a la cuota 1.313, el 31 de agosto de 1998. El otro antecedente importante, es que la Dirección de Obras Hidráulicas informó que si Endesa usaba esos 200 millones de metros cúbicos, no se verían perjudicados los derechos constituidos, los derechos de los regantes en la cuenca del río Laja. Mega-Red, sólo analizó los aspectos relativos a la energía eléctrica, y no analizó los perjuicios. La estimación de los beneficios de Endesa, en ese momento, es preliminar. No es el máximo beneficio de Endesa, porque el abanico de opciones que se podían dar, desde el 1 de julio hacia delante, era bastante amplio. Podían darse condiciones en que los beneficios eran superiores en caso de que la sequía se prolongara por ejemplo hasta fines de agosto o septiembre de 1998. Posteriormente se materializó la oferta de energía y la puesta en servicio de la Central Nehuenco, por vía de precipitaciones, que mejoraron la condición hidrológica. Por lo tanto, los costos marginales podrían haber llegado a ser bastante más bajos que los 20 mil que se consideraron en ese momento. Los beneficios de Endesa, en otras bases, podrí- an haber sido estimados por un valor más alto. Y también haberse dado otras condiciones hidrológicas -que se dieron en definitiva- y la condición hidrológica se mantuviera seca por el resto del año hidrológico, hasta fines de marzo de 1999, y que las centrales de gas no se pusieran en servicio, cosa que, en ese momento, no era posible prever, de acuerdo con la información disponible.
Otro aspecto importante, que consignó el informe, es que no se valorizaron los efectos económicos intramarginales de la empresa Endesa. Los efectos económicos intramarginales se refieren básicamente a que Endesa disponga de más agua. Junto con generar más energía, podría traer una baja de los costos marginales. Por lo tanto, podría comprar menos energía y a menor precio. El primer estudio tiene una serie de antecedentes que se incorporarían en otros estudios y que dicen relación con los modelos que se utilizan y con metodologías propias del sector. La flexibilización del año 1996, significó autorizar a Endesa para el uso anticipado del colchón de 500 millones de metros cúbicos. El estudio versó sobre la flexibilización dentro del colchón de los quinientos millones de metros cúbicos que, de acuerdo con lo que establece el convenio, Endesa queda limitada a 47 metros cúbicos por segundo y, en este caso, podría generar más. Entonces, se estudiaron escenarios de usos dentro del convenio, considerando distintos escenarios hidrológicos. Repitiendo la condición hidrológica le daba mayor o menor uso dentro de este colchón. La dirección en base al estudio saca una estimación por metro cúbico usado de agua- en función de los metros cúbicos que habría utilizado Endesa, y finalmente establecen cuánto es lo que cobran. A partir de un acuerdo de una valorización por metro cúbico o por millón de metro cúbico extraído de agua sobre ese colchón por sobre las restricciones que establece el convenio. Se hizo una valorización de esa flexibilización que trae asociada una cierta cantidad de uso del agua, no exactamente los 500 millones de metros cúbicos, porque ello depende de condiciones hidrológicas. Lo importante de esta valorización es que en función de las condiciones hidrológicas que se presenten, se determina el valor económico y el beneficio marginal del agua utilizada. Dicho valor se establece en función del beneficio que esto tiene en el sector eléctrico. Ese aspecto definió posteriormente el marco para la negociación y las cifras a que llegó la Dirección de Riego con la Endesa. El primer escenario, en el cual se llegaba a un beneficio de 11,6 millones de dólares, correspondía a suponer que se iba a presentar una hidrología seca en el período desde abril de 1997 a marzo de 1998. En cambio, en un escenario donde la hidrología del período 1997- 1998 era húmeda, lo cual traía como consecuencia una mayor oferta de energía, los beneficios para la Endesa, por anticipación del uso del agua del lago Laja, llegan a 26,9 millones de dólares, teniendo flexibilidad para entrar en el colchón de 500 millones de metros cúbicos. Es importante precisar que el estudio tenía por objeto analizar los diferentes escenarios en que el lago Laja podía llegar a determinada cota. No se valorizó si eran 200 millones de metros cúbicos o si eran 216, sino que el lago Laja llegara al 31 de agosto de 1998, a la cota 1.313. Las conclusiones de informe consignaron que por tratarse de una materia de corto plazo, como es evitar posibles racionamientos, en especial en el sistema interconectado central, era factible pensar que debiera existir una disposición a llegar a un acuerdo con la Endesa a valores menores a los señalados en esta minuta. La modelación que se conoce en el sector eléctrico utiliza, como muestra, 40 años hidrológicos. Una de las bases que se presupuestaron era que los regantes no serían afectados en sus derechos. 8. Profesores de la Universidad Católica de Chile, del Departamento de Ingeniería Eléctrica, señor Sebastián Ríos, y del Departamento de Ingeniería Industrial, señor Patricio del Sol. Efectuaron una síntesis del informe entregado a la Dirección de Obras Hidráulicas, dependiente del Ministerio de Obras Públicas, sobre la compensación que tenía que entregar Endesa por la flexibilización del convenio sobre el manejo de las aguas en la cuenca del Laja. El cometido encargado fue analizar si la compensación era correcta y pronunciarse sobre un estudio efectuado por Mega-Red. Esto fue en diciembre de 1996, cuando había una sequía muy grande y la idea era extraer del lago Laja más agua de lo que normalmente se permitía, para evitar un racionamiento que se preveía para febrero. Había un beneficio para Endesa, en el sentido de que podía generar más electricidad y venderla. Por último, el proyecto tenía una externalidad positiva sobre el resto de la sociedad, porque se suponía que si se flexibilizaba no iba a haber racionamiento en 1997. Además, en diciembre del 96, ya
Existía una alta probabilidad de que las centrales de turbina de gas estuvieran funcionando durante el mes de febrero, por lo cual la crisis no sería tan efectiva y se paraba el racionamiento. Ocasión, en que se estimó que el beneficio total de Endesa por esta flexibilización sería de 29 millones de dólares, por cuanto produciría más electricidad y la externalidad que se evitaría con el racionamiento era de 52 millones de dólares. Es decir, habría un beneficio para Endesa de 30 millones. Ése fue un valor bastante actualizado que se obtuvo al solicitar a la Comisión Nacional de Energía que corrigiera el modelo de gestión óptima de El Laja con las últimas cifras para que determinara cuáles serían las necesidades de energía y el costo de falla a diciembre del 96. De ese análisis actualizado se obtuvo el valor de los 52 millones. Existía la probabilidad de que el beneficio sólo se obtendría en 1997 y no por tres años. De los cálculos efectuados, se determinó que la flexibilidad no tenía ningún impacto en otros años, fuera del 97. La probabilidad que ocurra es de uno a mil. Esto podría ser válido para todos los años, pero si se hace en diciembre del 96, tiene que tratar de predecir el futuro, lo más razonable era predecir los años 97, 98 y 99, serían años normales y en ese escenario, no tiene ningún impacto en la flexibilización. De no suponer la externalidad, no hay manera técnica de saber el cobro que podría haber hecho el Ministerio de Obras Públicas a Endesa desde cero a 29 millones. Lo único que podía decir es: que Endesa pague la mitad y el beneficio se comparta con el Ministerio de Obras Públicas, para llegar a los 14 millones, sin considerar la externalidad, porque al considerarla, el Ministerio de Obras Públicas debería haber estado dispuesto a flexibilizar aunque no le pagaran nada, porque el impacto sobre la sociedad era de 50 y tantos millones. En ese sentido, se estimó que el pago era justo. De la misma manera Endesa no podía decir cero, porque decir que no va a abastecer tiene un costo muy alto en el plano nacional e internacional. Cuando nos preguntó si la estimación de 14 millones era correcta, se sostuvo que claramente era favorable, porque sin considerar la externalidad, el valor calculado era justo, además se suma el hecho de que se estaba evitando un racionamiento eléctrico valorizado en 52 millones de dólares, en febrero. Interrogados sobre por qué no se representaron varios escenarios, sino que se quedaron con el del año seco, y no proyectaron la probabilidad de que el 97 fuera aún más seco, respondieron que se debía recordar que el estudio de Mega-Red manejaba rangos y consideraba todas las posibilidades, menos el valor esperado. Se trabajó con ese valor, pero en este caso se tomó en cuenta debido a que era muy improbable. No obstante, se hicieron algunas simulaciones, no se podía prever que en 1998 se iba a producir una sequía como la que hubo, porque las probabilidades de que eso ocurriera eran aproximadamente de 1 a 1.000, y se trabaja con el valor esperado. De hecho, el primer año se acertó bastante, porque 1997 fue un año extremadamente lluvioso.
Tiene dudas que la flexibilización evaluada en 1996, había que hacerla. Para la elaboración del supuesto se consideran escenarios normales. Al respecto, si se analiza y grafica la serie hidrológica de los últimos 30 ó 40 años, se observa que las sequías duran un período aproximado de dos o tres años, seguidos por otros dos o tres años lluviosos. Esa ha sido la constante. A partir de 1995 se estaba entrando en la serie hidráulica en la que se producen dos o tres años secos. En diciembre, todavía no se podía saber qué pasaría al año siguiente, pero al haberse experimentado dos años secos se podía esperar que en 1997 el sistema se recuperara. Bastaba observar la serie hidrológica de los últimos treinta o cuarenta años para darse cuenta de que se daban las constantes señaladas. En 1997 se produjo el cambio esperado, pero nadie tenía contemplado que, además, 1998 fuera un año extremadamente seco. La probabilidad de ocurrencia de que el próximo año fuera igual, era menor de 1 a 1.000. Es decir, como 1996 fue más seco que 1968 -año en que la probabilidad era de 1 a 1.000-, para 1997 se optó por flexibilizar y usar el agua, porque se esperaba que dicho año no presentara problemas. No se puede trabajar en predicciones con eventos así, porque no existe la capacidad técnica requerida para sensibilizar eventos que tienen esa probabilidad. Al analizar cómo estaba el sistema eléctrico en diciembre de 1996, se puede concluir que había un parque hidráulico del orden del 80% y un parque térmico habilitado aproximado del 20%. Es decir, ante la pregunta de si en 1996 se podía haber usado más parque térmico, la respuesta es que eso no era posible, por cuanto el parque térmico estaba funcionando al máximo y no había forma de utilizar otra central térmica, habida consideración de que no existían las centrales de ciclo combinado. El escenario de septiembre de ese año dio señales a Endesa de que tenían que traer turbinas a gas, por un total de 230 megawatts, porque ellos estaban proyectando que con el uso de las aguas habría déficit y racionamiento. Por lo tanto, tendrían que estar en febrero con los 230 megawatts térmicos instalados y funcionando.
Sin embargo, la situación de 1998 era distinta, por cuanto había proyectos, como Nueva Renca, Pangue, San Isidro y Nehuenco, que estaban funcionando a plenitud. Es decir, allí la composición del parque pasó a ser de 60 a 40. Para efectuar el cálculo de las externalidades, se emplearon estudios de la Comisión Nacional de Energía que calculan siempre el costo de falla. Se supone que el beneficio de la sociedad por consumir electricidad más el costo de falla estaba calculado. Se multiplicó esa cifra por la estimación hecha sobre el racionamiento. El costo de falla considera todas las centrales posibles. Entre los parámetros empleados, el del nivel del Laja era el más importante. Se actualizó el nivel del lago Laja. El estudio de Mega-Red se hizo con un nivel del lago Laja. Las matrices contienen una secuencia de toda el agua que cae, la que se evapora, las filtraciones, la que se saca; todo para llegar hasta finales de 1997. Cuando se hace mención al caudal afluente, los datos de deshielo de noviembre de 1996 se obtuvieron del Centro de Despacho Económico de Carga; para el resto del año se usaron los promedios. No se realizó un estudio de riesgo, porque pareció mucho más riesgoso no flexibilizar. Una manera de enfrentar la incertidumbre es la flexibilidad. Podría ser que en este caso particular se vieran incentivos perversos, pero el estudio no estaba orientado al riesgo, sino a determinar si 14 millones de dólares era un valor esperado. No se profundizó en el asunto del riego. Numerosas personas estaban de acuerdo en que no había un impacto importante, por lo tanto, no se profundizó. Es decir, se partió del supuesto de que no había impacto para los regantes. En el acuerdo entre Endesa y los regantes, que incluía un total de diez puntos, los cinco primeros puntos protegían a los regantes. La Dirección de Riego y Endesa establecieron un marco de acuerdo de tres artículos. Los primeros cinco artículos tienen una connotación económica entre la Dirección de Riego, por un lado, y Endesa por el otro. Entonces, de alguna manera está considerado el efecto que produce el convenio sobre los regantes. En relación con el valor del agua, hay dos fechas que son cruciales en el sistema. Las empresas hidroeléctricas, especialmente las hidráulicas, deben estar muy preocupadas de la cantidad de nieve que se ha acumulado y midiendo las profundidades en forma periódica, porque en octubre, noviembre y diciembre se producen los deshielos, y como esas son centrales de pasada, hacen un aporte muy significativo en la generación del sistema. Si se trata de un año seco, en el cual no ha llovido ni hay nieve, dichas empresas están preocupadas en octubre, noviembre y diciembre, porque son los principales recursos en centrales de pasada. Después, en marzo y abril se debe analizar cómo están los embalses, porque si en esa fecha sus niveles están bajos, esto condiciona fuertemente la cantidad de agua que haya en los embalses, especialmente en los de gran regulación, como en el Laja, que es vital para el caso chileno. Entonces, es importante el momento en que se adopta la decisión, en todo momento va cambiando y depende del nivel del lago Laja. Frente a una interrogante relativa al valor del agua en el período de sequía de 1998, en el cual no había nevado, y por lo tanto no iban a haber deshielos, respondieron que necesariamente debía ser más caro que el de enero de 1997.
El valor del agua no se evaluó, sino el beneficio por tener más flexibilidad de usarla en distintos momentos. Lo que si se valoró fue el impacto de la flexibilización. El valor del agua está incluido indirectamente a través de todas las series hidráulicas y proyecciones de los caudales. Respecto de la situación de 1998, se detectó cómo iba progresando la situación de la entrada de Nehuenco en marzo y cada veinte días la Comisión informaba que iba a entrar en los próximos veinte días. Por otra parte, la no presencia de esos 370 megawatts obligó al sistema a usar los recursos que tenía, lo cual significó que Endesa hiciera uso del agua durante marzo, abril y mayo, porque era muy simple, pues bastaba sumar las cantidades disponibles de energía y utilizarlas en el tiempo para darse cuenta de que si no se usaba esa agua, la crisis se anticiparía. Ahí se hacía una apuesta de que en abril llovería, lo que no sucedió. Las esperanzas duraban hasta agosto. Estaba listo un decreto de racionamiento el 9 de septiembre y porque llovió levemente en el sur se suspendió. La situación ya era crítica y había que mirarla con una visión más amplia. Entonces, se desplazaron aguas. No se puede desconocer que desde abril comenzó el uso de una buena cantidad de gigawatt/hora de energía hidráulica, pues, de lo contrario, en esa fecha se hubiera producido la crisis. Eso estaba sujeto desde el punto de vista técnico, a si fallaba alguna unidad térmica, por ejemplo, Ventanas, o la misma central Renca, que es nueva. En toda central nueva, sea de ciclo combinado o no, hay tasas de fallas muy altas durante los primeros años hasta que entran en sintonía con el sistema. Ésa era la situación real, ya que en el sistema no había reservas y se estaba utilizando esa agua.
En 1996, la situación del parque generador no permitía otra alternativa de solución que usar las aguas y penetrar en febrero el colchón de los regantes, pues las centrales de turbinas a gas tienen un período de instalación y esa decisión, si bien se toma un poco tardía, el hecho concreto es que en febrero de 1997 iban a estar las turbinas a gas, los 230 megawatts, con lo cual se aseguraba mejorar la situación por unos meses a la espera de levantar los niveles de 138 embalses. La pregunta que cabe es, con los 230 megawatts instalados en febrero, ¿hubiera sido posible pasar marzo? Según los cálculos, pasaba rasante, pero para abril se trasladaba nuevamente el problema. Esa era la situación en febrero. Cuando se consulta sobre el nuevo parque para 1998, donde se incorpora Nueva Renca, quedaba solamente esta, porque se adelantó San Isidro y en base a esa disponibilidad que llegaba a ser del orden de un 35 ó 40% el juego que había era bien estrecho, pues las disponibilidades hidráulicas también eran críticas. Con un 35% y con toda esa potencia se hace funcionar para las necesidades de energía, pero la mejor respuesta la dio la realidad. Conclusión: se tuvo que cortar el sistema. No alcanzó. Entre julio y agosto Endesa pidió y la Comisión autorizó tal cantidad. En julio de 1998, cuando no había lluvias, había mucha gente del sector que todavía esperaba lluvias a fines de julio y las esperaron hasta la segunda quincena de agosto. Como conclusión, al utilizar el parque térmico el costo marginal de energía es mucho más alto y las carteras de las generadoras hidráulicas, que en ese momento eran deficitarias, salieron a comprar a las térmicas. Por lo tanto, esa iniciativa, se frena, porque se apuesta a que a fines de julio o en la primera semana de agosto llovería. No se puede usar el precio de julio, porque era para diciembre del 96, y puede ser mayor o menor, habría que hacer el estudio. Además, técnicamente el sistema del 96 es muy distinto al de julio del 98. Guiarse y extrapolar cosas del 96 al 98 no tiene sentido técnico. Aún más, tan crítica fue la situación, que las dos centrales que están en Quillota: Nehuenco y San Isidro, estaban con cero problemas para transferir la energía a Santiago. La energía estaba, pero bastaba que pasara una mariposa por ahí cerca y se caía el principal sustento a Santiago, es decir 740 megawatts. 9. Administrador de la Asociación de Canalistas de El Laja, Héctor Sanhueza. La Asociación de Canalistas de El Laja es una organización de riego que se formó en 1916. Representa a aproximadamente 1.750 regantes, obtiene sus aguas del río Laja y su extensión de riego alcanza aproximadamente a las 60 mil hectáreas. El derecho de merced data de 1916. No es la única organización ni son los únicos regantes que se han visto afectados por el manejo del río Laja, sino que además coexisten otros 20 canales de riego de menor cuantía que en suma llegan a regar otras 40 mil hectáreas. Hoy el río provee recursos hídricos para el riego de aproximadamente cien mil hectáreas. Es importante considerar el convenio de referéndum de 1958, porque establece las bases y el escenario definitivo de aprovechamiento de las aguas del lago Laja. Se firmó en 1958 y desde entonces ya existía casi la totalidad de los canales. La Asociación partió en 1916, por lo tanto, en aquella fecha estaban en plena operación. El lago Laja es un embalse natural como consecuencia de una erupción volcánica que interrumpió el curso normal del río Laja y produjo un embalse que acumula alrededor de 7.500 millones de metros cúbicos en su capacidad máxima, interrumpiendo el curso del río Laja, se produce una unión indisoluble entre los dos. La pared o el vertedero natural provocado por la erupción volcánica es de lava, por lo tanto, no es impermeable y produce filtraciones, las que originan el nacimiento del río Laja, en el centro denominado “ojos de agua”. El régimen natural del lago -es decir antes de que la mano del hombre participara en este sistema- es que siempre estuvo lleno, lo que era normal, porque como efecto de filtración se produce una cantidad inferior al agua que entra. Por lo tanto, el lago siempre estaba lleno en un régimen normal y a partir de esta condición natural, se estableció que el río disponía de 47 metros cúbicos por segundo como caudal naciente, resultado de esta filtración. Esto se estableció en el convenio de 1958, oportunidad en que no se reconoció el hecho de que recibiendo más agua de la que salía por las filtraciones, necesariamente en algún período de tiempo, dentro de los años, debía verter por sobre este vertedero natural. Por lo tanto, el río Laja se alimentaba tanto de las filtraciones, que eran de 47 metros cúbicos por segundo, como del vertimiento superior.
El convenio de 1958 no consideró el vertimiento superior y estableció que el lago Laja debería aportar al río Laja 47 metros cúbicos por segundo. Cabe tener presente que en 1958 el río Laja era usado por los regantes y la central hidroeléctrica Abanico, de Endesa, que generaba las aguas filtradas por el río. En el convenio de 1958 se cometieron cuatro grandes omisiones. En primer lugar, fue suscrito por la Dirección de Obras Hidráulicas y Endesa, y no participaron en él los demás usuarios del río Laja, que en ese entonces eran exclusivamente los regantes, omitiéndose a las actividades relacionadas con el turismo, particularmente representado por el Salto del Laja, así como el aporte que efectúa el río Laja al río Biobío en su cuenca inferior. En estas circunstancias, el convenio se firmó considerando sólo a dos partes: Endesa y la Dirección General de Riego. Al no considerar la participación de los regantes, éstos quedaron impedidos de participar en el proceso de negociación y de redacción del convenio, como consecuencia de lo cual tampoco han podido formar parte ni participar de las alteraciones o modificaciones que se han hecho con posterioridad. Una segunda diferencia respecto de lo que sucede actualmente, es que en 1958 la Dirección General de Riego y Endesa eran instancias públicas. En la actualidad Endesa es una entidad privada, lo que dificulta lograr acuerdos en el aprovechamiento de las aguas, debido a la distinta naturaleza. El tercer error que se cometió en 1958, fue haber sobreestimado la recuperación de los afluentes del lago Laja. Con ello, se comprometieron derechos de aprovechamiento sobre el lago Laja excesivamente altos, lo que ha desequilibrado el sistema. Finalmente, no se estableció una fórmula de modificar o finiquitar este convenio sin la anuencia de las dos partes. En la actualidad, dicha situación ha entrabado gravemente la proposición de los regantes como la del propio Ministerio de Obras Públicas. El virtual agotamiento del lago Laja no se debe, como muchos creen, a la sequía que afectó al país en los años 1996-1997 y 1998-1999, sino que al aceleramiento de un proceso que venía en marcha, razón por la cual, tarde o temprano, ésta se iba a producir igual, porque el lago Laja es un sistema en desequilibrio. A modo de ejemplo, en el convenio de 1958 se establecieron derechos para Endesa y para la Dirección General de Riego -para nuevos riegos o para mejorar los ya existentes-, los que no se han hecho exigibles por parte de la Dirección de Obras Hidráulicas. Durante estos años sólo han operado los derechos de Endesa, que ascendieron a 57 metros cúbicos por segundo. Y que es lo que tiene derecho a sacar del lago Laja, tanto por el túnel de la central El Toro como por las filtraciones naturales. Estos derechos también pueden ser expresados en términos mensuales, con una cantidad de 67 metros cúbicos por segundo como promedio. ¿Cuánta agua le entra al lago Laja? Se pensó que eran sobre 60 metros cúbicos por segundo. Incluso, en 1958 se llegó a estimar que eran 64 metros cúbicos por segundo. Lamentablemente, la realidad y los datos históricos que Endesa ha generado demuestran que entre 1941 y 1990 el promedio histórico real de afluentes al lago Laja sólo alcanzan a 55,7 metros cúbicos por segundo. Es decir, una cifra inferior a los derechos de Endesa. Dicho de otra manera, Endesa, al ejercer plenamente sus derechos, a la larga igual iba a provocar un agotamiento del lago Laja, que es lo que se ha producido en la práctica. Una de las variables que se tiene en cuenta para la fijación del costo de la energía en nuestro país es la que considera el nivel del lago Laja. Es decir, un nivel alto presiona a que el precio de la energía sea menor. Por el contrario, cuando el lago Laja tiende a bajar, presiona a que el precio sea mayor. Ello obedece a un elemento racional si se considera que cuando se fijó dicho procedimiento el lago Laja era la fuente más estratégica de energía del país. Por lo tanto, su condición mostraba cuál iba a ser en el futuro la situación de disponibilidad de recursos hídricos para generar energía. No obstante, se da el contrasentido que la empresa que maneja el nivel del lago Laja es la misma que está interesada en que el precio de la energía sea el más alto posible. Esto se agrava al considerar que los derechos de Endesa superan los afluentes al lago. Es decir, sólo al ejercer su derecho -sin sobrepasarlo-, Endesa estaba en condiciones de mantener el lago al nivel que a ella le interesaba, o sea lo más bajo posible. De hecho, desde que empezó a operar la central El Toro, que es la que usa agua directamente del lago Laja, éste nunca más volvió a su condición de régimen natural de lleno. Más aún, mediante una autorización especial se permitió a Endesa aumentar la capacidad del embalse construyendo un vertedero artificial sobre el vertedero natural, obra que se encuentra terminada.
El convenio debería reconocer la relación natural entre el lago y el río Laja, en el sentido de que este último nace a partir de las filtraciones del Laja, y el caudal de dichas filtraciones está en directa relación con los volúmenes embalsados. En la medida que el lago baja filtra menos, se afectan los caudales del río, razón por la cual se deberían haber tomado medidas. Al respecto, se sostuvo que cada vez que el lago dejara de aportar al río Laja los 47 metros cúbicos por segundo, Endesa estaba obligada a completar dicha cantidad de agua, siempre y cuando los regantes la necesitaran. El lago Laja tiene 7.500 millones de metros cúbicos de capacidad natural, pero de capacidad artificial sólo alrededor de 5.500 millones de metros cúbicos, y el túnel por el cual aduce la central El Toro no está en el fondo del lago, sino en una de sus laderas, debido a lo cual hay alrededor de 2 mil millones de metros cúbicos que son lo que se denominan aguas muertas, es decir, que son imposibles de extraer. Se dijo que para seguridad del río los últimos 500 millones de metros cúbicos estarían destinados a completar las filtraciones naturales. Sin embargo, cuando el lago llega a los últimos 500 millones de metros cúbicos, en vez de filtrar 47 metros cúbicos por segundo, filtra 15. Por lo tanto, hay un déficit de 32 metros cúbicos por segundo. El único sentido del colchón es completar la diferencia entre lo que filtra y los 47 metros, de ahí que surgieran las negociaciones de 1997 y 1998. Cuando se alcanza el colchón, el derecho de Endesa como promedio de 57 metros cúbicos por segundo- se extingue como tal y sólo se debe limitar a la capacidad que falta para completar los 47 metros cúbicos por segundo. En consecuencia, Endesa no puede -como ha pretendido argumentar- acceder al colchón sino sólo para completar los 47 metros cúbicos por segundo. Endesa ha señalado muchas veces que es propietaria de las aguas, incluso sostiene que no debería haber pagado por utilizarlas, pero no puede acceder al colchón sino por una situación de excepción autorizada por el Ministerio de Obras Públicas y la Dirección de Obras Hidráulicas. Los derechos que la Dirección de Obras Hidráulicas se reservó en el convenio de 1958 para nuevos riegos alcanzan a 65 metros cúbicos por segundos, pero con una estacionalidad, es decir, no se ocupan durante todo el año, sino un porcentaje en septiembre, hasta llegar a diciembre y enero, épocas de máximo requerimiento y en las cuales se puede hacer uso del total del agua. El colchón de 500 millones de metros cúbicos útiles es exclusivamente para completar las filtraciones naturales de aguas del río, por lo tanto, los derechos de la Dirección de Obras Hidráulicas también se extinguen cuando el lago llega al colchón de 500 millones de metros cúbicos. La pregunta es, ¿cómo puede la Dirección de Obras Hidráulicas dar derecho a utilizarlos si no tiene ese derecho? Se argumenta que en el convenio de 1958 se dejó establecido que cualquier modificación se debe hacer de común acuerdo y de este modo se firmaron los acuerdos de 1997 y 1998. Pero el razonamiento es otro. Al acordar esta operación distinta, la Dirección de Obras Hidráulicas y Endesa afectan el régimen natural de la cuenca del Laja, y al hacerlo, afectan a los usuarios anteriores al convenio de 1958, entre otros, a los regantes. En enero de 1997, se accede al famoso colchón de 500 millones de metros cúbicos. En 1991 se accedió, pero muy poco y no alcanzó a haber un reconocimiento tácito, por lo tanto, no hubo ninguna acción concreta. En 1997 se accede y se visualiza que se debe utilizar casi plenamente, en consecuencia, la Dirección de Riego -hoy Dirección de Obras Hidráulicas- y Endesa consideran oportuno firmar un acuerdo para utilizar sin restricciones los 500 millones de metros cúbicos, situación que se produce a contar de enero y en abril en que se consume plenamente el colchón. Por este concepto Endesa paga a la Dirección de Obras Hidráulicas 12 millones de dólares. Los regantes plantearon que el acuerdo se había hecho con su total desconocimiento. Se enteraron de la venta del agua sólo dos meses después, es decir, en marzo de 1997. Cuando se firmó el convenio de 1958 no estaban hechas las obras de aducción y no podía establecerse la cota piso, por lo tanto, se dijo que en el más breve plazo Endesa debería proponer y la Dirección de Riego aceptar la cota mínima. A contar de esa cifra, se medirían los colchones. Eso se hizo muy posteriormente y se dijo que el Laja se agotaba en la cota 1.308 metros sobre el nivel del mar con 48 metros. Eso se acordó definitiva y oficialmente. Por lo tanto, al medir los 500 millones de metros cúbicos, dada la capacidad de embalsamiento del lago, éste empezaba en la cota 1.308,48 y llegaban a las 1.316,96 metros sobre el nivel del mar. En enero de 1997 se entró bajo la cota 1.316,96, por lo tanto, se accedió al colchón. No hubo modificación de cota en ese momento, lo único que se dijo fue que Endesa podía entrar. En esa oportunidad, se planteó total desconocimiento, porque no se sabía que se había firmado ese acuerdo sino hasta dos meses después. Endesa tiene dos tipos de derechos. Los primeros derechos fueron reconocidos en la dé- cada de 1940, con los cuales se construyó la central Abanico. Esos son derechos no consuntivos, es decir, pueden sacar agua del río Laja, generarla y volverla al mismo curso, con una altura distinta. Los derechos de los regantes son muy anteriores. Son consuntivos. Los derechos de Endesa para la central Abanico y los de los regantes provienen de la misma fuente, el río Laja. Los otros derechos de Endesa, los que nacen a partir del convenio de 1958, son sobre el embalse; también son no consuntivos, se han sacado del embalse y se han devuelto al río Laja. Técnicamente, el lago es un tributario del río, es un afluente del río; lo hace nacer. A él se agregan otros tributarios, como el río Polcura y otros esterillos que llegan al río Laja e incrementan el caudal que nace de las filtraciones del lago. Pero técnicamente el lago es un tributario, un afluente del río Laja.
Antes del convenio de 1958, Endesa era dueña exclusivamente de 47 metros cúbicos para la central Abanico. Como resultado del convenio, sus derechos se incrementaron y subió a 57 metros cúbicos por segundo, optativos; o los saca, o los aprovecha de las filtraciones o los saca por un túnel construido por Endesa a través de la central El Toro. Son dos tipos distintos de derechos: unos antes del convenio, exclusivamente sobre el río Laja, y los otros, posteriores al convenio, que tiene derecho a sacar a través de la central El Toro. El convenio creó el escenario para que Endesa pudiese tener los derechos y hacer las obras. Antes del convenio, Endesa sólo podía aprovechar las filtraciones, es decir, el lago seguía siendo un embalse natural, no había intervención del hombre sobre el lago, sino sólo sobre el río. Los convenios siguientes sólo acordaron una alteración al convenio de 1958 en cuanto a la forma de explotar los últimos 500 millones de metros cúbicos. En el convenio de 1958 se dijo que eran exclusivos. Los últimos 500 millones de metros cúbicos pueden salir a una determinada velocidad y bajo ciertas condiciones, o sea, cuando sea necesario para riego. El agua del lago bajaba a una velocidad mayor que la aplicación del convenio de 1958, es decir, completar los 47 metros cúbicos por segundo, y -lo que es más absurdo- en un año muy seco había agua de más. De hecho, la Dirección de Riego no se explica por qué los regantes reclamaron, si en 1997 regaron con más agua de la que tenían derecho. Nadie quería más agua. El agua sobró y se fue al mar, porque la energía se sacó a una velocidad mayor que la necesidad de los regantes y con un caudal de 47 metros cúbicos por segundo correspondiente a la filtración. Aun satisfaciendo el 100% de los derechos, así y todo, la otra parte del agua se fue al mar. De manera que reclamaron total desconocimiento de ese acuerdo. Las sospechas comenzaron porque, primero, veían que el agua del lago bajaba a una velocidad mayor que la que se puede calcular sobre la base de cómo debería operar y, segundo, había más agua en el río que en un año normal, lo cual es absurdo, en circunstancias que hay sequía. Finalmente, a través de la Gobernación y por presión de los regantes, se logró establecer que existía este nuevo convenio que permitía sacar más agua del lago que la que se necesitaba. No faltaba agua, incluso sobraba pero eso está comprometiendo la recuperación del lago y se exponía a que el invierno de 1997 fuera suficientemente abundante en pluviometría para que el lago se recuperara o, de lo contrario, quedaría comprometida la próxima temporada de riego. El invierno de 1996 fue muy abundante en lluvias, por lo cual se produjeron muchas inundaciones y hubo una recuperación del lago bastante considerable. Todo hacía suponer que la temporada de riego de 1998 sería absolutamente normal, pero, lamentablemente, hubo un nuevo período de sequía. En julio de 1998 se celebró un nuevo acuerdo, mediante el cual se pagaron 12 millones de dólares por usar esas aguas. De esa suma, 6 millones fueron empleados por la Dirección de Riego para pagar una deuda en la que Endesa quedó comprometida en 1958. Como el dueño del túnel para sacar las aguas del lago era Endesa y, además, la Dirección de Riego dejó una reserva arriba, en el convenio de 1958 se estableció que se necesitaría sacar agua del lago cuando el Estado quisiera hacer un nuevo proyecto de riego, pero como el túnel era de Endesa, debería pagar la mitad del valor de la obra. Entonces, cuando se firmó el acuerdo de 1997 y se fijó un monto de 12 millones de dólares que Endesa debía pagar a la Dirección de Obras Hidráulicas por acceder a esto, esta Dirección señaló que se imputaría a esa deuda, porque existía un proyecto en construcción denominado Canal Laja-Diguillín, y que necesitaba sacar agua del lago. La Asociación de Canalistas del Laja y en general los antiguos regantes han tenido una serie de disputas con el Ministerio de Obras Públicas en los últimos ocho años por la construcción del Canal Laja Diguillín, porque los asiste la convicción de que cuando éste entre en operaciones, se van a afectar los derechos históricos de todos los regantes del Bíobío. Ese canal sale del río Laja y riega la parte sur de la provincia de Ñuble. Además de usar los 500 millones de metros cúbicos de agua que eran de resguardo para los antiguos usuarios del río Laja, los dineros que ellas originan son destinados a la obra que hoy compite con los regantes. Los 500 millones de metros cúbicos que se negociaron, tienen como exclusivo fin responder a las filtraciones naturales del sistema y, por lo tanto, en su administración se extinguen los derechos de Endesa y los de la Dirección de Obras Hidráulicas, no obstante que los dineros que se recaudaron fueron destinados a una obra que se va a construir a través de la Dirección de Obras Hidráulicas.
En julio de 1998, de nuevo se entra al colchón y se firma un acuerdo, que no se cumplió de acuerdo con el esquema original firmado el 8 de julio y que obligó a remodificarlo el 12 de agosto, porque, primero, establecía la venta de 200 millones de metros cúbicos de agua de un total de 500. De esos 200 se debían extraer 100 durante julio y los restantes durante agosto. Si se calcula la generación que tuvo Endesa a través de la Central El Toro, se puede constatar que se sobrepasó en un momento determinado. Esto se corrobora porque Endesa, en virtud de una investigación hecha por la Comisión Nacional de Energía, fue sancionada porque generó más de lo que el Cdec le asignó a la Central El Toro para el 10 de julio. Prácticamente la duplicó, es decir, usó agua más allá de lo necesario con el solo argumento que hacerlo de esa manera era más barato que vía generación térmica, la cual en ese momento estaba disponible. Los nuevos acuerdos, a diferencia de 1997, permiten emplear las aguas antes de que se inicie la temporada de riego. En el 97 se hizo en enero y ahora comenzó antes, es decir, al empezar la temporada de riego -que en la zona comienza a fines de septiembre-, de estos 500 millones ya se habían consumido 216, quedando seriamente comprometida la disponibilidad de agua para la temporada. También se reclamó que nuevamente aparecieron recursos pagados por esta construcción excepcional que en nada benefició a los regantes. El precio establecido fue de 11 mil dólares por cada millón de metros cúbicos utilizados. Al empezar 216 millones fueron exactamente 2.276.000 dólares. El agua, hidráulicamente, se mide en su valor económico en base a tres grandes aspectos: la cantidad, cuánta agua hay y cuánto valor tiene. En este caso, si se compara el 97 con el 98 habría que llevarlo a una expresión común, porque en el 97 se vendieron 500 millones, y en el 98, 216. Por lo tanto, no son comparables, pero si se dividen los 12 millones de dólares que se cobraron el 98 por los 500 millones de metros cúbicos, cada millón se vendió en 24 mil dólares. Otro concepto para medir el valor del agua es la altura, porque mientras más alta esté el agua más valor tiene, porque tiene mayor cota de riego y se pueden regar más campos y, desde el punto de vista energético, porque tienen mayor energía. En este caso no hay comparación, porque las aguas están a la misma altura, las dos están en el lago Laja. Un tercer aspecto es la disponibilidad en el tiempo. En invierno, desde el punto de vista del riego, el agua no tiene el mismo valor que en verano y bajo ese esquema, en 1998 el agua era mucho más valiosa que el 97, porque era verano. El 10 de enero había disponible 500 millones de metros cúbicos, por lo tanto, su uso en nada iba a comprometer el riego y se proyectaría hasta las próximas temporadas de lluvia, en donde ya habría agua natural, como efectivamente sucedió. En abril del 97 llovió y se solucionó el problema, pero esta vez se estaba ocupando en julio cuando la perspectiva de lluvia era casi nula. A esa misma fecha -cuando se estaban consumiendo esas aguas- la Dirección de Aguas, también dependiente del Ministerio de Obras Públicas, estaba sacando sus informes pluviométricos anuales y señalando que la meseta El Toro, que es el punto donde se mide la nieve acumulada para la cuenca del lago Laja, tenía 17 % de nieve acumulada, y cero perspectiva de que cayera más nieve.
Entonces, un organismo también público y dependiente del Ministerio de Obras Públicas estaba señalando que no se podía pensar en disponibilidades de agua adicional, como resultado del deshielo que a penas alcanzaba un 17 % del promedio normal. La valorización del agua como recurso económico para un proyecto específico la evalúa cada uno desde el punto de vista de sus propios intereses. En todo caso, los tres aspectos para valorizar una fuente de agua dicen relación con lo que se usa hidráulicamente para efectos de riego. El valor nudo lo establece el Cdec en base a su metodología. Una de las variables que se utiliza para fijar el precio está en relación con el nivel en que se encuentran los demás. El señor Sanhueza, acusó falta de información sobre los convenios de flexibilización suscritos en 1998, en razón de que sus cláusulas afectan a los regantes. En 1958, tanto la Asociación de Canalistas del Laja como otros regantes contaban con una fuente para obtener el recurso, que es el río Laja. Dicha fuente nacía de las filtraciones del lago Laja, que eran equivalentes a 47 metros cúbicos por segundo que entregaba el lago al río en un régimen natural, a lo cual se agregaban otros afluentes ubicados más abajo. En consecuencia, es fácil concluir que cualquier alteración que se haga en el lago Laja afecta al río, ya sea en términos positivos o negativos. Por lo tanto, cuando Endesa saca más agua que un régimen natural, como ocurrió en 1997, es decir, cuando aporta al río más de 47 metros cúbicos por segundo, sobra agua. Sin embargo, cuando saca menos agua, eso trae como consecuencia que al río le falte agua. Entre el 10 de julio y el 7 de septiembre de 1998, Endesa sacó agua más allá de lo que contempla el régimen natural del lago. O sea, le aportó al río Laja más de 47 metros cúbicos por segundo. Al disminuir el agua disponible en el lago, afectó a los regantes en circunstancias que requerían hacer uso del recurso. De no haber existido Endesa ni el convenio, habrían tenido un lago en régimen natural, condición bajo la cual proveía 47 metros cúbicos por segundo. Sin embargo, debido a una alteración del régimen natural como resultado del convenio de 1958 y particularmente por la modificación de julio de 1998, se aceleró la extracción, la cual posteriormente se debió disminuir. En síntesis, expuso que debían haber sido informados porque eran dueños de un recurso en el río Laja, el cual fue alterado. Además, porque al haberse sacado parte del agua del lago entre julio y septiembre, período en que todavía no había empezado la temporada de riego, trajo como consecuencia que no hubiera agua suficiente cuando la necesitaron, pues en vez de que el lago aportara 47 metros cúbicos por segundo sólo aportó, en promedio, 37 metros cúbicos por segundo. Por lo tanto, los regantes han disminuido sus derechos en 10 metros cúbicos por segundo de lo que debió aportar el lago. Dicha situación es más grave aún si se toma en cuenta que se produjo en un año seco, porque los demás tributarios del río Laja, es decir, lo que no viene del lago, también estaban muy disminuidos. En consecuencia, como no pudieron compensar la falta de agua proveniente del lago, se agravó una situación que ya era complicada debido a la sequía. Lo óptimo para riego es que los caudales sean permanentes en el tiempo, las 24 horas del día, sin subidas ni bajadas del río, porque no hay capacidad de acumulación. La generación diaria y horario son variables.
En la mañana, el río puede estar seco, y a las 3 de la mañana lleno, porque los requerimientos energéticos implican un distinto aprovechamiento horario. La preocupación de los regantes dice relación con la mantención sin modificaciones del convenio de 1958. El solo hecho de que Endesa tenga más derechos de lo que puede dar el lago constituye un desequilibrio absoluto del sistema, insostenible en el tiempo, porque impide el aprovechamiento sustentable del recurso, porque contiene absurdos como que casi podría entenderse que todas las recuperaciones que el lago tenga de aquí en adelante puedan contabilizarse como economías de Endesa y desaparezcan todas las otras cláusulas sostenibles del convenio. El convenio de 1958 establece que cuando Endesa y la Dirección de Obras Hidráulicas no utilicen el total de sus derechos tienen derecho a hacer economías. No menciona las razones que le impiden hacer uso del total de sus derechos. Puede ser porque no les convino, porque no quisieron o porque no pudieron, como este año, porque la disponibilidad de este año no alcanzaba a satisfacer todos sus derechos. En esta situación, Endesa podría sostener que dado que en 1998 no alcanzó a sacar los 57 metros cúbicos por segundo; entonces, economizó. Y cuando el lago se recupere puede decir: “estas aguas son mías, porque son parte de mis economías”. Una proposición de solución de seguridad para los regantes antiguos, que también dé seguridad a las justas aspiraciones de los futuros regantes del Laja-Diguillín, es modificar el convenio de 1958 en un punto esencial, que es hacer coincidentes las extracciones cuando los regantes y la energía usen el agua, no como ahora, que cada uno las usa de acuerdo con sus propios intereses, en particular Endesa, que tiene la capacidad de sacar agua desde el lago. 10. Presidente de la Junta de Vigilancia de la cuenca del río Maule y Presidente de la Asociación Canal Maule, señor Hernán Calderón. Expresó que para los regantes agricultores de la Séptima Región es extremadamente importante dejar constancia del manejo poco transparente de la optimización del uso del recurso hídrico. Para analizar esta situación, es necesario separar en dos períodos la conducta que tuvo la Dirección de Obras Hidráulicas. Una, hasta agosto de 1998 y otra nueva, muy desafortunada, a partir de noviembre de 1998 en adelante. La crisis energética era extremadamente clara en julio. Prueba de ello, es el convenio firmado el 16 de julio de 1998 entre Pehuenche, Colbún, Endesa, la Junta de Vigilancia del río Maule y la Dirección de Obras Hidráulicas, que permitía, a fin de optimizar el uso del recurso hídrico, traspasar desde el embalse de la laguna del Maule al de Colbún 300 millones de metros cúbicos, lo que significaba generar en cuatro centrales de alto rendimiento. Esto significa, por ejemplo, que Pehuenche generara el 100% más. En definitiva, el doble de lo que genera Colbún. Por lo tanto, al bajar estas aguas por cuatro centrales hidroeléctricas se evitaba la crisis energética, situación que no la discutía nadie en Chile. La única entidad que estuvo en contra fue la Dirección de Obras Hidráulicas, fundamentalmente, sobre la base de que al iniciar la temporada de riego -septiembre de 1998- iba a ser de alto riesgo para aquellos regantes que estuvieran ubicados aguas arriba de Colbún. En la única entidad que hay agua de riego es en la Asociación Canal Maule Norte. En vista de la posición de la Dirección de Obras Hidráulicas, que no aceptaba trasvasijar 300 millones de metros cúbicos, lo que hubiera permitido un abastecimiento normal de energía hasta enero de 1999, se tuvo que dejar sin efecto el convenio referido y firmar uno nuevo, que se suscribió el 5 de agosto. Vale decir, un mes después. Concurrieron a su firma la Dirección de Obras Hidráulicas, Pehuenche, Colbún, Endesa y la Junta de Vigilancia de la cuenca del río Maule. La diferencia es que sólo permitía bajar el 50%: 150 millones de metros cúbicos. Para esa fecha, la laguna del Maule tenía una cantidad de recursos embalsados equivalentes a 640 millones de metros cúbicos. La sequía más fuerte desde que se tenían mediciones en el siglo había significado extraer 400 millones para suplir el riego. Aún, así iban a quedar 240 millones de metros cúbicos. Aparte de eso, en Colbún había una cuenta de más o menos 100 millones de metros cúbicos de un convenio que los regantes habían aceptado en marzo de 1997, cuando también había sequía. Al situarse en ese año se puede pensar que fue un período con muchas precipitaciones, pero ellas comenzaron de julio en adelante. Por lo tanto, había una cuenta pendiente en Colbún de 88 millones de metros cúbicos, según información de la DOH, garante de dicho convenio. En esas condiciones se suscribió el convenio por 150 millones de metros cúbicos, que se empezaron a bajar el 5 de agosto y que duraron exactamente hasta el 10 de noviembre, es decir, 90 días. Si se hubiese bajado 300 millones -con una proyección de 90 días más, o sea, hasta el 5 de febrero-, no habría habido apagones en noviembre. Desde el punto de vista económico, los regantes habrían obtenido un aporte del orden de un millón y medio de dólares por suscribir este convenio con las hidroeléctricas, directamente relacionado con la cantidad de recursos a trasvasijar. Por lo tanto, los 300 millones de metros cúbicos se traducían en 669 millones de pesos; pero como fueron 150 millones de metros cúbicos, quedaban 334 millones y medio de pesos. O sea, 50% de recursos y 50% de aporte. Todo lo anterior era de gran trascendencia para los regantes de la cuenca, porque con esos fondos pretendían implementar sistemas de medición en todos los puntos de restitución de las centrales hidroeléctricas, las cuales tienen su derecho no consuntivo en su punto de captación: toman una cantidad determinada del recurso hídrico y en el punto de evolución sostienen que devuelven lo mismo, que es la naturaleza del derecho no consuntivo, es decir, derecho a usar, pero no a consumir. También, se deben considerar mermas por transporte, evaporación y filtración, las cuales son soportadas por los regantes. Con esos recursos se quería colocar plataformas colectoras de datos, lo que significaba decirles a las hidroeléctricas que tomaran 100 millones de metros cúbicos y que devolvieran 90 millones, por lo tanto, adeudaban 10 millones de metros cúbicos al sistema de riego de la cuenca.
Lo anterior, no se pudo materializar por la postura de la Dirección de Obras Hidráulicas, que sostuvo que se debía hacer en resguardo de los regantes que estaban aguas arriba de Colbún, porque si se bajaba esta cantidad por cota se arriesgaba el abastecimiento de ellos. Pero el tiempo demostró que eso no era así, porque los regantes aguas arriba de Colbún eran sólo una entidad que representaba un 27% de la cuenca. Por lo tanto, al bajar 300 de 640 millones de metros cúbicos, quedaban 340 millones, con los cuales se podía abastecer el sistema de riego del canal Maule norte aguas arriba de Colbún. Esto habría significado un beneficio económico para los regantes, puesto que no tendrían pérdidas en sus siembras, y las hidroeléctricas, porque podían optimizar el uso del recurso, y el país no hubiera tenido crisis energética. Consecuente con esa situación, el 10 de noviembre de 1998 -a seis días de la intervención de la cuenca del río Maule y a uno de los primeros apagones- se intenta modificar el convenio firmado el 5 de agosto, que permitía bajar 150 millones de metros cúbicos, de manera de modificar la cantidad de agua a trasvasijar de 150 a 300 millones de metros cúbicos, o sea, volvía a la situación del convenio original, que se había firmado en junio. En estas condiciones se exigió a Endesa, a Colbún y a Pehuenche que, para dar curso a este nuevo convenio, Colbún debía reconocer la cifra que había dado la DOH en el convenio de 1997, en el cual los regantes habían aceptado traspasar aguas al sector hidroeléctrico con cargo a una restitución futura. El convenio es distinto, porque esas aguas generaban e iban al mar. La garante del convenio de 1997 era la DOH, la cual dio la cifra de 88 millones de metros cúbicos que adeudaba el sector hidroeléctrico al sector regante. Colbún sostuvo que eran 54 millones de metros cúbicos y se mantuvo firme en esa posición. Endesa y Pehuenche aceptaban la cifra que daba la DOH, pero los regantes sostenían que eran 105 millones de metros cúbicos. Estaban llanos a aceptar y validar la cifra que daba la Dirección de Obras Hidráulicas del MOP. Sin embargo, Colbún fue enérgica en esta situación y se mantuvo hasta las últimas consecuencias, a raíz de lo cual los regantes solicitaron a la DOH que el régimen del río se regulara a régimen natural, y todo aquello que necesitara subsidiarse para llegar a la dotación necesaria para el riego de la agricultura se sacara de las aguas que estaban embalsadas en Colbún con cargo al convenio de 1997. El hecho cierto es que había agua de los regantes embalsada en Colbún, la cual debía ser restituida al riego. En esas condiciones, el Gobierno, a través de la Dirección de Obras Hidráulicas del Ministerio de Obras Públicas, exigió a los regantes que la única manera de cerrar las extracciones de la laguna del Maule y subsidiar con las aguas en Colbún era mediante una instrucción específica y expresa de la Junta de Vigilancia de la cuenca. El Ministerio de Obras Públicas y la Comisión Nacional de Energía solicitaron a Endesa que se declarara deficitaria y luego vino el decreto de intervención de la cuenca y los apagones. El Gobierno dictó el decreto de intervención de la cuenca que, a entender de los regantes, era absolutamente arbitrario e ilegal, situación muy conflictiva porque el Gobierno señaló que no lo era, porque emanaba de la ley. Los regantes sostienen que la ley es clara y establece que sólo se podrá dictar un decreto de intervención de una cuenca cuando haya problema en la distribución entre los usuarios. Pero entre los usuarios no había ningún problema. Todos los usuarios de los derechos consuntivos estaban de acuerdo y jamás han discutido sobre cuál era la dotación o porcentaje que les correspondía, sin perjuicio de lo cual se dictó el decreto y se intervino la cuenca. El interventor fijó una dotación de 60%, es decir, 120 metros cúbicos por segundo. En ese entonces se argumentó que Colbún estaba guardando las aguas o un porcentaje que correspondía a los regantes por un problema de restitución de riego por cota. Colbún sostenía que si bajaba de una cota determinada -397- no era posible restituir a riego. Los regantes manifestaron su molestia a las autoridades respectivas. En febrero Colbún empezó a restituir a riego bajo la cota 397 durante febrero y marzo sin ningún problema. Toda esa situación, que afectó a los regantes, trajo aparejada grandes pérdidas en las siembras y cosechas en una región donde el último informe señala que hay un índice de 10,4% de cesantía y, además, en comunas especialmente dañadas por ella, porque son de siembras tradicionales como el arroz, con una situación de mercado ampliamente complicado. Incluso, en muchos casos, con retorno negativo. Respecto del racionamiento eléctrico existen documentos que demuestran que perfectamente se pudo haber superado la situación sin tener crisis. El ministro Presidente de la Comisión Nacional de Energía sostuvo que había una situación extremadamente complicada, en el sentido de que el marco regulador no le permitía aplicar multas más allá de 13 ó 14 millones de pesos a las empresas energéticas hidroeléctricas. Sin embargo, por otro lado, estaba consciente de que al intervenir la cuenca había liberado al sector hidroeléctrico de este aporte de 330 y tantos millones de pesos, que era de 151 millones de metros cúbicos, a 300. Lo que es más grave, es que empezaron a bajar las aguas de la laguna El Maule, posteriormente vino la falla de Nehuenco, las caídas de San Isidro, San Ignacio y cada vez que se producía una caída en el sistema era de El Laja o El Maule y los regantes quienes se veían afectados. Se presentó un recurso de protección, el 1 de abril de 1999, después de una temporada de riego ajustada, complicada y muy crítica, en donde los regantes tuvieron que hacer importantes esfuerzos para dejar reservas dirigidas frente a una eventual sequía para salvar aquellas plantaciones como pueden ser los parronales o frutales. El Ministerio de Obras Públicas, suscribió un nuevo convenio para bajar 60 millones de metros cúbicos, en el que se expresa que Endesa almacenará estas aguas en el embalse Melado, pero éste tiene una capacidad máxima de embalsamiento de 135 millones de metros cúbicos.
Al celebrarse el convenio, está con 128. Así es que si se bajan 60 es imposible almacenar más si su capacidad máxima es de 135, o sea, sólo cabrían 7 millones más de metros cúbicos. Al respecto la DOH argumentó que las aguas se embalsaron, aunque saben que físicamente no van a ser las mismas, sino que estas aguas se van a generar e ir al mar, y el día de mañana, con las recuperaciones que tenga o con las aguas que tiene ya embalsada Endesa en El Melado se recibirán de 60 millones. Los 60 millones que fueron liberados no se emplearon en la agricultura porque ya no era época de riego agrícola. Lo grave de esto es que no se pide opinión a los regantes, sino por el contrario, se celebra este convenio directamente entre la DHO y Endesa. Se comienzan a entregar las aguas el 1 de abril con cargo a un convenio que no se ha suscrito, no se ha firmado, no se ha tomado razón por la Contraloría, ni tampoco lo ha firmado el Presidente. Sencillamente por conversaciones telefónicas se empiezan a entregar aguas de la laguna El Maule, que han sido de reserva de los regantes con gran sacrificio. Tanto es así que el 4 de abril, se denuncia a los medios de comunicación regional, que estas aguas no están siendo embalsadas, porque Colbún no está dispuesto a hacerlo. De esta manera empieza la extracción de agua y el 4 de abril, se hace la denuncia y la Dirección Regional de Obras Hidráulicas dice que el Presidente de los Regantes está equivocado. Al día subsiguiente, el Seremi señala: en realidad, tiene razón, pero se firmó por 60 millones de metros cúbicos. Pero en este convenio descubren que Colbún no está dispuesto a embalsar, porque ellos señalan: “si firmo el convenio tengo que pagar, por un lado, y además embalsar. Como Melado está lleno, las aguas van a seguir escurriendo por la cuenca y al escurrir por ésta pasan por mi central y ahí no tengo obligación de restituir. En definitiva, estos 60 millones pasan por Colbún, no se almacena, se firma el 6 y se fecha el 1º”. El convenio de aporte que habían firmado los regantes con la Dirección de Obras Hidráulicas y las hidroeléctricas establecía un pago fraccionado, partía con 2.200.000 pesos por millón de metro cúbico que se trasvasijaba y que no iba al mar. A medida que aumentaba la cantidad de millones de metros cúbicos también aumentaba el precio, porque se extinguía el producto y esto es lo que lleva hasta 4.400.000 pesos por millón de metro cúbico, convenio, aporte suscrito y firmado por las partes. Sin embargo, la Dirección de Obras Hidráulicas aparece firmando este documento y en su parte pertinente establece un pago por los derechos que, en virtud del presente acuerdo, la Dirección de Obras Hidráulicas reconoce a Endesa, que ésta pagará a aquélla 3 mil dólares por cada millón de metros cúbicos extraídos, según lo señalado el número uno de la cláusula segunda, y que Endesa devolverá, según lo establecido en este acuerdo. Cuando el recurso está más escaso el precio baja casi un tercio, de 4.400.000 mil a 1.500.000.
Los convenios de aporte señalaron claramente que, además de la obligación de restituir el recurso hídrico a riego que queda almacenado en Colbún, por esta baja, para optimizar el uso, las hidroeléctricas se comprometen a pagar un 15% de interés en recursos hídricos durante tres años, 5, 5 y 5 acumulables. Es decir, por cada 100 millones de metros cúbicos van a devolver 115. Desde el punto de vista de los regantes, es un negocio estupendo, porque se recupera el 100% del capital en la misma temporada de riego, se obtiene un 15% de intereses en recursos hídricos, con cargos a futuras temporadas, lo que tiene una enorme importancia, porque hay un problema de la curva de riego que establece 105, hay meses en que se los obliga a regar con una dotación extremadamente baja y al tener esas utilidades en intereses por estos mutuos permitía pedir esa restitución. La curva de riego se sitúa de septiembre a abril, parte muy baja y va subiendo a diciembre y enero 100%, en febrero comienza a bajar y en abril termina baja. Estos extremos que son bajos para los regantes son dañinos, porque no han podido modificar o dejar sin efecto la curva 105. La solución más práctica y conveniente para los regantes era prestarle agua a las hidroeléctricas, cobrarle intereses en agua y que éstos permiten fluir la dotación de riego en los extremos deficitarios de la curva de los 105. Esta situación que se venía manejando tan bien, en el entendimiento directo entre las partes y el Gobierno, a través de la DOH, ya en abril de 99, sencillamente, se omite. Los regantes se han esforzado para dejar una reserva del recurso. Sin embargo, ese ahorro obtenido con tanto esfuerzo y sacrificio ha sido entregado al sector generación. A su juicio, si los convenios se hubieran suscrito desde el inicio con todas las partes no habría habido crisis ni apagones en noviembre. Las mediciones realizadas por la Dirección de Obras Hidráulicas demuestran que hubo extracciones en la laguna del Maule a partir del 1 de abril. Es decir, el 6 de abril se suscribe el convenio, antedatándolo con fecha 1, y la información de la Dirección de Obras Hidráulicas señala que ese día efectivamente hubo extracciones. Por lo tanto, todo parece absolutamente razonable, porque está firmado el 1 de abril y ese día hubo extracciones. No obstante, el hecho cierto -lo demuestran las publicaciones aparecidas en los medios de comunicación-, es que el 4 de abril Colbún no estaba embalsando las aguas, en circunstancias de que el convenio que anunció el Secretario Regional Ministerial de Obras Públicas en la Séptima Región establecía que las aguas deberían haberse estado embalsando en El Melado. Situación que fue desmentida. Tampoco se estaban embalsando en Colbún, sino que se estaban yendo al mar. Con posterioridad a eso, se dieron cuenta que Colbún se negaba entrar a este convenio -desde el punto de vista económico le era mucho más rentable no entrar, pues recibía el beneficio igual-, no les quedó otra cosa que celebrar este convenio sólo con Endesa y fecharlo 1 de abril, a fin de justificar las extracciones que se habían hecho en la laguna, y no se tomó en cuenta para nada a los regantes.
A partir de allí, se produjeron una serie de otras anormalidades. De hecho, no había costo financiero por este mutuo de aguas, las cuales no se embalsaron, sino que fueron a dar al mar, por lo cual, en definitiva, se pagó a 1,5 millones de pesos contra 4 millones 400 mil pesos. Con posterioridad, cuando se intervino la cuenca, los regantes hicieron declaraciones públicas e hicieron ver al gobierno que se trataba de una intervención ilegal y arbitraria. Al poco tiempo, el señor Guillermo Pickering sostuvo una reunión con la Junta de Vigilancia de la Cuenca, en la que asumió varios compromisos verbales, ocasión en la que estuvieron presentes, entre otros, los señores Ariztía y Quiroga, Presidente y Secretario General del SNA, respectivamente, y el Presidente de los regantes de la Cuenca del Maule y otros personeros. En dicha reunión, el señor Pickering consultó qué pasaba con el perjuicio económico que se estaba causando a los regantes debido a esta situación, a lo cual el ministro Landerretche señaló, en forma clara y categórica, que él se encargaría de que las centrales hidroeléctricas respondieran, porque como iban a recibir el recurso tendrían que pagarle a los regantes el aporte que significaba la instalación de las mesas colectoras de datos, es decir, que se encargaría de que se eliminara la merma, la pérdida y el abuso en el derecho no consuntivo que, en la práctica, pasaba a ser más consuntivo que el de los regantes. Con posterioridad, vienen los apagones, no hay modificación porque Colbún se niega a reconocer la deuda de los regantes -88 millones de metros cúbicos en 1997-, viene la intervención de la cuenca. El día 17 de noviembre, la cuenca ya estaba intervenida. El compromiso adquirido por Endesa y Colbún consistía en pagar el aporte. El convenio con Colbún es del 1º de abril. Empiezan la extracción a la laguna del Maule, se encuentra con que Colbún el día 4 dice que no almacena y no firma nada debiendo firmar sólo Endesa el día 5 sin Colbún. Posteriormente, frente a la presentación de un recurso de protección y distintas reuniones con el ministro subrogante, don Juan Carlos Latorre -quien había asumido un compromiso fuerte con los regantes en cuanto a que esta situación no iba a volver a ocurrir, además se sumaba el hecho de que no era posible obtener una audiencia con el ministro señor Tohá- viaja a la zona, visita la laguna del Maule y en conjunto con el Intendente asumen el compromiso de no aceptar nuevas extracciones en la laguna del Maule porque ve en terreno que de una capacidad de almacenamiento de 1.420 millones de metros cúbicos, a esa fecha, le quedaban 80 millones de metros cúbicos. A ello hay que agregarle que hay 40 que no son susceptible de extracción porque están destinados a la flora y fauna de la laguna. Sin perjuicio de lo anterior, el día 1º de junio, don Eduardo Bartholin, en su calidad de Director Nacional de Obras Hidráulicas, vuelve a suscribir un nuevo convenio con Francisco García Sánchez, en su calidad de Gerente de Generación Endesa, esta vez por 5 millones de metros cúbicos.
En definitiva, sostiene que ésta fue una crisis que pudo haberse manejado en forma mucho más eficiente, que los apagones fueron absolutamente innecesarios y que perjudicó a los regantes en dos sentidos. Uno, porque no se les permitió obtener un beneficio que les habría significado en el mediano plazo la mejor defensa de sus recursos, en cuanto a elementos de medición se refiere y, segundo, porque tuvieron que regar con un muy mal porcentaje, beneficiando clara y categóricamente, en determinados momentos, al sector hidroeléctrico. En el caso de la laguna el Maule, no han tenido conocimiento de ningún convenio pagado anterior a los del 1 de junio y del 1 de abril, por 60 millones y 5 millones. Ex Gerente General de Colbún S.A., señor José Luis Mardones. La central de ciclo combinado Nehuenco fue uno de los proyectos que el directorio de Colbún incluyó en su plan de desarrollo -que contemplaba varios otros-, con el propósito de potenciar su participación en el Sistema Interconectado Central, porque había ido disminuyendo desde su construcción, en el año 1985-1986 hasta ese entonces, y para convertirla en un tercer polo de competencia en la industria eléctrica, que en esos momentos estaba bastante concentrada. Esos proyectos incluyeron, además de la planta de ciclo combinado, la central Rucúe, en el río con el mismo nombre, con contribuciones del río Laja, la línea eléctrica de Colbún a Santiago y, en asociación con Endesa y Enap, el gasoducto desde San Bernardo hasta Quillota. La totalidad de dichos proyectos se ha terminado en forma exitosa, con excepción de la planta de ciclo combinado Nehuenco. El proceso de licitación de construcción de esa planta fue abordado con un conjunto de asesores técnicos externos e internos del mayor nivel. Se llamó a licitación en junio de 1995. Las propuestas se abrieron, en forma pública, el 22 de septiembre de 1995, y se levantó el acta respectiva. Se presentaron ocho empresas o consorcios, con un total de 16 ofertas. Se leyó en el acto la oferta económica por el suministro principal base de cada consorcio y, con posterioridad, se anunció que las propuestas se estudiarían en detalle, por cuanto ofrecían distintas potencias y características que deberían ser homologadas. Después de un trabajo de homologación intenso, se seleccionó a General Electric, el consorcio Siemens/Ansaldo y Mitsubishi. En diciembre del mismo año se solicitó a estas tres empresas contestar un conjunto de preguntas técnicas sobre sus ofertas, las que fueron preparadas por el equipo interno y los consultores internacionales Merz AMP; McLellan.
En esa ocasión, la firma Mitsubishi pidió un tiempo adicional, razón por la que el plazo se extendió hasta el 10 de enero de 1996. Con posterioridad, Mitsubishi indicó que no estaba en condiciones de cumplir. Al respecto, se cree que eso ocurrió porque en esa fecha la empresa ganó la licitación de San Isidro. Analizadas las respuestas técnicas de los proponentes, la gerencia del proyecto confirmó su proposición de lista corta al directorio de la empresa. En sesión de 1 de febrero de 1996, el directorio instruyó iniciar conversaciones finales con General Electric, en primer lugar, en un plazo que duraba hasta el 22 de marzo y si éstas no eran fructíferas llevar a cabo conversaciones con el consorcio Siemens/Ansaldo. Por otra parte, es importante destacar que las bases de la licitación llevaban anexo un contrato que era parte integral de las mismas, el cual, en sus aspectos esenciales, no admitía cambios. Las negociaciones con General Electric se extendieron mucho más allá del plazo fijado -22 de marzo- por lo cual fue necesario extender la validez de las boletas de garantía de los proponentes, por cuanto General Electric, en vez de respetar el contrato establecido en las bases, hizo llegar una propuesta propia de contrato, dando como razón el que a nivel mundial tenían sus propias reglas al respecto. Con el tiempo, se llegaron a identificar 29 puntos de importancia que General Electric no aceptaba. Finalmente, se logró que General Electric se desistiera de 21 puntos de los 29. Sin embargo, quedaron ocho puntos, que no fueron salvados por parte de General Electric. De entre ellos, destaca el relativo a la responsabilidad del proveedor y a las indemnizaciones. Debido a lo anterior, con fecha 7 de mayo de 1996, el directorio resolvió suspender negociaciones con General Electric y continuar negociaciones con Siemens/Ansaldo. Se negoció con ellos, y dicho consorcio se allanó a firmar el contrato establecido en las bases, que es el único contrato existente. Hasta el último borrador de contrato que General Electric propuso, el 24 de abril de 1996, esta empresa intentó alterar la responsabilidad del proveedor por atrasos y por incumplimiento de valores o estándares técnicos garantizados. Además, dicha empresa intentó en su último borrador de contrato insertar una declaración que expresamente excluía toda responsabilidad por lucro cesante. En este punto, es conveniente hacer presente que Siemens, al contrario de General Electric, aceptó firmar un contrato que no introducía ninguna ambigüedad conceptual en la materia. En conclusión, General Electric no se allanó a firmar el contrato establecido en las bases de licitación después de un esfuerzo prolongado en el tiempo, por este motivo el directorio, por unanimidad, decidió suspender las negociaciones con General Electric y continuarlas con Siemens Ansaldo. El contrato que firmó Colbún con Siemens, establece que la empresa puede devolver el equipo, la planta, solicitar la restitución de los dineros, cobrar atrasos, el lucro cesante, llevando esto a sumas interesantes, bastante superiores al costo de la planta misma. Un elemento muy importante para la decisión del directorio fue también el hecho de que Siemens tiene, cuando funciona, una eficiencia bastante mayor, por lo que logra ser despachada antes que las otras plantas y su índice de caída de eficiencia es mucho más lento que las otras. De estudios efectuados, se concluyó que las dos firmas han tenido dificultades en todas las plantas que han instalado y las han superado o están en vías de superar todos los problemas que allí se habían presentado, de manera que en ese estudio ambas empresas estaban en la misma situación. El directorio siguió todas las recomendaciones de los asesores técnicos y legales en cuanto a los procedimientos a seguir y a la calidad de los equipos. De acuerdo con los estudios efectuados, el resultado posterior de la falla de la planta Siemens -cuyo origen aparentemente aún no se detecta- no era previsible en ese minuto. El señor Mardones, señaló que las decisiones tienen riesgos y, que en el caso en particular, aparentemente, no se ha detectado su falla, porque la planta falló una vez y lo ha vuelto a hacer y por lo que señala la prensa, probablemente sea la misma causa. Obviamente, si se tuviera la posibilidad de saber lo que va a pasar y si se pudiera introducir ese elemento, se podría tomar otra decisión, pero desafortunadamente no se tiene. Sin duda, si hoy día se hace otra licitación ese sería un elemento que habría que tomar en cuenta y cuando se llame a los expertos técnicos ellos tendrán que incluir en su análisis las fallas, cuyas causas no se han detectado. Esto reafirma la importancia de tener contratos muy protectores, cuando se trata de incertidumbres técnicas importantes; es decir, a mayor incertidumbre técnica más protección, desde el punto de vista de obligaciones contractuales y de seguros si es que existen. En ese momento, se tuvieron una serie de garantías y obligaciones contractuales, por cuanto la tecnología no era asegurable. Con posterioridad, tanto Colbún como Siemens, han logrado asegurar algunos temas en el mercado. En el momento en que se hizo, no era posible, así que se reemplazó por obligaciones contractuales y garantías por parte del constructor de esta planta. Ni General Electric ni Siemens, tenían seguros de mercado. Por lo tanto, la cláusula que se puso fue de obligaciones contractuales de los proveedores, las cuales podían ser reemplazadas por seguros, en la medida que pudieran contratarse. Cabe tener presente, además, que existen seguros y contratos firmados. Contratos que estaban como anexos de las bases, cubren diversos riesgos como responsabilidad civil de construcción y montaje, seguro de transporte para los equipos y materiales incorporados, ya sean de procedencia extranjera o chilena, y también responsabilidad civil de vehículos. Además, un seguro o una obligación contractual de indemnización por lucro cesante, el que está incorporado dentro de la cláusula 7-1. (Esta última obligación no fue aceptada por General Electric como parte del contrato, pero sí por Siemens). En realidad, cuando se planteó la posibilidad de incorporar el lucro cesante al seguro, la respuesta fue que dicho beneficio no estaba en el mercado. Por tanto, se optó por incorporar una cláusula que obligaba a la propia empresa proveedora a indemnizar por lucro cesante, hasta que se pudiera conseguir en el mercado. De manera que en forma directa, y no a través de una compañía de seguros, se cubre dicho riesgo. Se entiende por lucro cesante todas las pérdidas económicas que se produzcan durante las operaciones de la Central debido a daño físico o paralizaciones forzadas, ya sea a turbina o a gas generador como consecuencia de error de diseño, manufactura o material defectuoso. Esta responsabilidad adicional cubre hasta 80 millones de dólares, además de todos los daños directos. Entonces, el daño emergente que cubre el precio del contrato, que son 150 millones de dólares, como daño directo está cubierto en un 100% con la responsabilidad del proveedor. Además, hay una responsabilidad adicional por lucro cesante de hasta 80 millones de dólares. Si se suman las cantidades tenemos que la cobertura por responsabilidad alcanza a los 200 y tantos millones de dólares. Respecto del lucro cesante no existía esta cobertura por parte de las compañías de seguros por cuanto se ignora esta tecnología, por lo que se debió incorporar como una responsabilidad directa del proveedor. Para los efectos del cálculo, se toma en cuenta el valor presente de la potencia o eficiencia no entregada. De esta manera se incluye una cláusula en el contrato que si no se cumple ese valor entre la eficiencia con potencia, se produce un descuento vía multa del valor equivalente a la fecha que dejaron de recibir. Existe, además, una cláusula que da derecho al término anticipado del contrato. Es decir, cuando todavía no se ha completado el suministro, lo cual implica la aceptación plena de los equipos que están en funcionamiento y han pasado todos los tests técnicos. La cláusula de término anticipado se funda en dos razones: la sola voluntad de la empresa Colbún y por incumplimiento del proveedor. La indemnización tiene lugar por incumplimiento de las obligaciones del proveedor, especialmente de plazo y calidad en lo que respecta a los valores técnicos establecidos para las turbinas. Cuando el término anticipado se debe a la responsabilidad del deudor, no se le exime de esta responsabilidad.
Al respecto se dio una larga discusión con General Electric porque ellos querían condicionar el término anticipado a una serie de circunstancias que lo hubiesen hecho muy difícil de aplicar. Por ejemplo, había que demostrar que los daños incurridos por el atraso superaban las penas máximas contempladas en el contrato. También restringía la posibilidad de devolver los equipos sin estimar que podían ser útiles para el proyecto. Los puntos centrales eran dos. El monto de la responsabilidad del proveedor, que en el caso de General Electric lucharon para que estuviera limitada a un 30% del precio del contrato, pero al final -en las últimas semanas- aceptaron que fuera un 100% del precio del contrato. Luego agregaron una terminología técnica que hablaba de los daños líquidos. Al respecto se usó un anglicismo como “liquid damages”, que es un sistema anglosajón que se usa como única evaluación por los daños. Ellos interpretaban como daños líquidos aquellas cláusulas que hablaban de las penas por atraso e incumplimiento de labores técnicas. Esas penas sumadas con las otras llegan a un 25% del valor del contrato. En la práctica, la responsabilidad no era de 100% sino un 25% del precio del contrato por daño emergente y sin lucro cesante. El otro gran problema legal estaba relacionado con el término anticipado. El concepto de las bases establecía un derecho irrestricto para poner término anticipado en caso de incumplimiento de la obligación del deudor, sin perjuicio de cobrar las indemnizaciones.
Hay una serie de limitaciones en el último borrador de contrato que General Electric propuso, que se salen de las bases en esta materia y hacían débil el derecho del término anticipado. Esta es la otra gran diferencia que existe entre el contrato de las bases con el que firmó Siemens. Las otras no son tan relevantes dadas las circunstancias actuales. Algunas se referían a hacer variable el precio y el plazo del contrato, según condiciones de suelo, cambios de leyes que afectaran la internación de equipos, todo ese tipo de cosas. Como estos contratos son a suma alzada, lo normal es que el precio y el plazo estén más o menos fijos, salvo que haya un acuerdo entre las dos partes para modificarlo, pero los americanos querían introducir una mayor flexibilidad en estas cosas que no fueron aceptadas, porque justamente los contratos están hechos para las peores circunstancias, como las actuales. Una solución bien pudiera ser, realizar las instalaciones que han hecho otras empresas generadoras, con turbinas a gas o diesel, pero no de ciclo combinado; son parecidas a turbinas de avión. Su instalación es rápida si se las encuentra disponibles en el mercado, porque usualmente hay que mandarlas a construir. Si se las encuentra en alguna parte se pueden traer e instalar en plazos breves de dos o tres meses, que es lo que están haciendo algunas empresas.
Ahora instalar un ciclo combinado, aunque sea por contratación directa, tiene un plazo aproximado de dos años. El valor de la inversión, alcanzó la suma de aproximadamente 140 a 150 millones de dó- lares. Recapitulando, el señor Mardones, se refirió al artículo publicado por el diario “El Mercurio”, donde la periodista Pilar Molina señaló que el contrato se habría llevado a cabo por una maquinación destinada a generar contribuciones políticas. Razón por la cual, se ha recurrido a la Comisión de Ética. En lo que dice relación con la administración, se contrató a los mejores asesores y la decisión se adoptó sobre la base de una licitación pública. General Electric no estaba dispuesta a firmar el contrato de las bases. De haber cedido en cualquiera de esos ocho puntos, cualquier otro participante en esta licitación podría haber reclamado. Es importante destacar las rebajas de costo que significó el traslado de Limache a Quillota, pero el punto esencial de la causa es que no se podía adjudicar a una empresa que no estaba dispuesta a firmar el contrato. El contrato defiende los intereses de Colbún ante situaciones de esta naturaleza. Su nivel de exigencia se justifica por el hecho de que se estaba contratando llave en mano una tecnología de punta. Todos los otros proyectos que Colbún revisó durante este período, y por supuesto la misma construcción de las centrales Colbún y Machicura en su momento por parte de Endesa, fueron hechos con un gran componente de ingeniería propia, subcontratando ciertas cosas, pero no son proyectos llave en mano, ni la línea eléctrica ni la central Rucúe ni la central San Ignacio. Todas ellas funcionan bien cuando hay agua, fueron hechas en forma adecuada, y esos contratos con contratistas parciales obviamente son bastante más estandarizados. Para transformarse en un tercer polo de competencia, la empresa aumentó su capacidad instalada de alrededor de 500 megawatts a aproximadamente 1.100 megawatts y de acuerdo a eso, desarrolló una política comercial para colocar su potencia firme en el mercado. Para eso hubo que desarrollar una política comercial agresiva, porque estaba creciendo rápidamente y porque había otras empresas que también estaban agregando producción al sistema en el mismo año, en particular las Plantas San Isidro y Nueva Renca. Como resultado de esa campaña comercial Colbún tiene contratada una capacidad que aún con la sequía extrema que ha habido, si Nehuenco hubiera funcionado, habría cumplido perfectamente. O si Nehuenco no hubiera funcionado, pero no hubiera habido sequía. El problema es que aquí se juntaron dos catástrofes grandes: no funcionó Nehuenco y, además, hubo sequía. 12. Presidente del Directorio de Colbún Machicura S.A., señor Emilio Pellegrini. Central Nehuenco El proyecto Nehuenco fue contratado por Colbún a mediados de 1996, época en que la compañía era administrada por Corfo. En octubre del mismo año, se licitó un paquete de acciones que fueron adquiridas por un consorcio conformado por cuatro empresas. En marzo de 1997, fecha en que la compañía tomó el control, el contrato ya estaba suscrito, firmado y en operación, y la construcción de la planta tenía aproximadamente seis meses de atraso, especialmente en la parte de las fundiciones y otras instalaciones, lo que prácticamente estaba en cero. Se optó por contratar una firma europea para que supervisara la construcción, el montaje y para que realizara el expediting, es decir, que efectuara la revisión en fábrica de los productos y que éstos se despacharan en forma oportuna.
A modo de información, Tractebel vende alrededor de 10 mil millones de dólares al año; el año pasado invirtió unos 3 mil millones de dólares; tiene inversiones en 10 o 12 países del mundo, fuera de Europa; en Bélgica controla el 95% de la generación y el 90% de la distribución; y tiene más de 20 mil megas -equivalentes a 50 ó 60 Nehuencos- instalados en Europa y fuera de ella. Es decir, se trata de una empresa muy grande y con mucha experiencia. En consecuencia, Nehuenco contó con la experiencia suficiente para que el proyecto fuera exitoso y adecuado. El atraso de 6 meses ocurrió porque la firma constructora y productora, el consorcio Siemens/Ansaldo, no contó en su origen con la gente adecuada. Eso trajo como consecuencia que después no fueran capaces de recuperar el plazo ni cumplir con los programas diseñados con tal objetivo. En ese sentido, se elaboraron programas hasta diciembre de 1997, algunos de los cuales terminaron en mayo de 1998. Cada vez que Siemens informaba un cambio de fecha, se daba a conocer ese hecho a la Comisión Nacional de Energía y al Centro de Despacho Económico de Carga para que elaboraran los planes. La planta giró por primera vez en abril de 1998, lo que hacía suponer que entre julio y agosto debería estar funcionando en forma normal. Sin embargo, como fue teniendo sucesivas fallas, se recibió en forma limitada y bajo protesta en enero de 1999. La central fue recibida en esas condiciones porque era indispensable para el abastecimiento eléctrico del país. Las fallas que presenta la central son básicamente de diseño. A Siemens le ha faltado experiencia en este tipo de turbinas, pero no en el sentido de que no hayan fabricado turbinas similares antes, sino que en cuanto a tener máquinas iguales funcionando en el mundo sin fallas y que se hayan corregido todos esos defectos previamente a su venta. Generalmente, industrias grandes como Siemens prueban mucho sus productos, previo a efectuar una venta, de modo que no tengan defectos; sin embargo, en este caso no ocurrió así. El contrato que se firmó con Corfo impedía al grupo controlador hacer ningún cambio con respecto a este proyecto, como atrasarlo o cambiar el proveedor, porque todo estaba absolutamente decidido. Tanto es así que para poder rechazarlo de acuerdo con las normas del contrato hubo que pedir autorización a Corfo. El contrato contempla multas por atraso, por falta de eficiencia y de potencia, y por indisponibilidad, lo último referido al número de días al año en que la máquina ha estado detenida sin poder generar energía. Además, tiene una cláusula de término anticipado por incumplimiento del proveedor, que es la que ocupó Colbún para terminar el contrato en forma anticipada y pedir la devolución de los fondos pagados. Dicha cláusula obliga al proveedor, si pasado 30 días no ha remediado las causas que originan el término anticipado, a devolver los dineros pagados y recibir los equipos de vuelta. Existe un plazo de 30 días a partir del 2 de julio, en que deben hacerse las correcciones u ofrecerse las condiciones adecuadas a Colbún para que no se le devuelvan los equipos. La voluntad de la empresa es hacer lo que más convenga a sus accionistas. Básicamente, esperar que las condiciones que ofrezca Siemens sean muy precisas y con garantías suficientes para que Colbún decida continuar con ellos. El monto de las pérdidas es importante. No se ha determinado con exactitud, pero se trata de varias decenas de millones de dólares. Frente a algunas interrogantes, precisó que la fecha original de entrega de la turbina era en mayo del 98 y no en marzo. En enero se informó a la Comisión Nacional de Energía que la turbina estaría en operaciones el 31 de julio. Después, en mayo, se dijo que estaría para septiembre. El consorcio informó de los cambios de fecha a la Comisión Nacional de Energía, cuando ya no había ninguna posibilidad de recuperar los atrasos con que nació el proyecto. Aunque se hubiese sabido anticipadamente que esta turbina no iba a estar en condiciones de funcionar en todo el año 98, y se hubiere avisado con anticipación a la C. N. E., en el año 97 no se habría tomado ninguna medida para mejorar las condiciones de oferta de energía, porque se suponía que iba haber un sobreabastecimiento. De hecho, las tarifas que se fijaron en abril del 98, consideraron un sobreabastecimiento muy grande de energía. O sea, no sólo podía fallar Nehuenco, sino que, además, Renca y San Isidro, y aún así no habría habido desabastecimiento con el cálculo y modelo fijado por la Comisión Nacional de Energía, en abril de 1998. Teóricamente, 30 días antes de la fecha original de puesta en marcha de Nehuenco. En la hidrología conocida y confiable, el año 68 es un hito, porque es mucho más seco que el segundo año más seco de toda la hidrología. Si el segundo año más seco es 100 el año 68, es 60; 30 ó 35% más seco que éste. Sin embargo, el año 98 un 40% más seco que ése. Entonces, cualquier estimación que se hubiese hecho de abastecimiento del sector hasta junio del 98, daba que no había ningún problema de abastecimiento; porque hasta mayo del año 98 venía bastante normal. Sucedió que en invierno siempre llueve mucho en la Séptima y Octava Regiones, donde está la energía eléctrica, pero no llovió nada. Entonces, el problema se desencadenó muy rápido; porque, pasó julio y agosto y no llovió. El año fue seco y no había ninguna opción para recuperarlo. El atraso de la central se vio reflejado en mayores costos de compra de energía eléctrica. Los precios de venta de las distribuidoras son del orden de 20 a 21 dólares el MWH y hubo que comprarlo a 60 ó 70. Al respecto, la ley eléctrica dispone que: “El intercambio de energía, entre generadoras se hace al costo de la térmica más cara”. Aclaró, que Endesa no ingresó el agua a costo cero. El costo de oportunidad que se le asigna al agua depende del nivel del embalse. Si Endesa hubiera entregado esa energía a costo cero, el intercambio en los meses de julio y agosto habría sido costo cero y no lo fue.
En otro orden de ideas, señaló que se había celebrado un convenio con los regantes para el uso de las aguas de riego. Recalcó, además, que no habían celebrado convenios con el Ministerio de Obras Públicas porque ocuparon el agua que viene por el río. Obviamente, si le dieran agua a la laguna del Maule, esa agua le llega a Colbún. El compromiso que contrajo Endesa en 1998 fue que el agua de la laguna del Maule se guardaba en Colbún para uso de riego. Se pensó que daba lo mismo guardarla arriba o un poco más abajo, porque igual era agua para los agricultores. La resolución 105 indica los caudales que se deben entregar del embalse y en la medida en que se cumpla con la cantidad solicitada, se está cumpliendo con las obligaciones de riego. El agua de la laguna del Maule está destinada al riego, y lo que se hizo en su oportunidad fue bajarla al embalse Colbún y entregarla a los agricultores cuando la pidieran. Respecto del convenio de Endesa con el Ministerio de Obras Públicas, piensa que no es discriminatorio, porque es una distribución racional del agua, determinando tanta cantidad para riego como para energía eléctrica. Además, la generación de energía es tan importante como el riego. Un país en desarrollo, como Chile, no puede despreciar su generación hidroeléctrica. Aquí se está aplicando un criterio extraño, porque se está castigando la generación hidroeléctrica en beneficio de las centrales térmicas. Lo que va a ocurrir a futuro es que no se van a desarrollar proyectos hidroeléctricos medianos ni chicos, perdiéndose una riqueza que da la naturaleza. De acuerdo con el programa que hizo la Comisión Nacional de Energía en 1996, una central debía entrar en funcionamiento el año 98, la otra en el año 2000 y la otra el año 2001, y aun así, en opinión de la Comisión Nacional de Energía -dos años antes-, no había ningún problema para abastecer la demanda de energía eléctrica, sin dos centrales. El sistema tenía las herramientas necesarias para no producir desabastecimiento. En el año 68, el más seco conocido, se habría abastecido la demanda sin ningún problema y sin Nehuenco. La construcción de Nehuenco demoró más de dos años, en consecuencia, un atraso de Siemens no significaba más que un castigo en multa o en pago de los daños emergentes de ese atraso, pero no constituye razón suficiente para decirles que se llevaran la turbina porque se iba a traer otra. Recién después de un año se ha llegado a la conclusión de que Siemens ya no está en condiciones de cumplir el contrato El hecho de que el sector está regulado significa que la autoridad dice al menos cuánto es el volumen de energía disponible que debe haber, y en base a ese volumen la autoridad dice: “Voy a fijar tales precios para que este volumen que se ha determinado, que es el adecuado, rente también un 10%, según lo indica la ley”. El volumen para 1998 era muy superior. Lo que hicieron los generadores fue anticipar inversiones, no postergarlas. Entonces, no había ninguna razón para decirle a Siemens en mayo o junio: “Mire, llévese su turbina porque ya no funcionó, yo la necesito hoy”. Además, que se requería de uno o dos años -por lo menos dieciocho meses- para traer un equipo similar. Como dice Endesa, se podían traer equipos de operación muy caros, pero que se demoran cuatro o cinco meses en llegar, que es la fórmula con que se han reemplazado los déficit de energía. Recalcó que la decisión de contratar con Siemens, obedeció a criterios técnicos y econó- micos. En relación con el costo falla, sostuvo que era una doble remuneración para las centrales térmicas y no hidráulicas, por lo cual se pierde una riqueza natural necesaria. Si la ley actual hubiese regido con anterioridad, los generadores hidráulicos al menos habrían bajado su nivel de compromiso; en consecuencia, probablemente, habría habido inversiones antes de noviembre de 1998, es decir, si esa ley hubiese tenido cinco o seis años el sistema tarifario habría reflejado una sobreinstalación mayor. Cuando la ley dice que los generadores deben responder, incluso en un año en que la hidrología sea cero, como es el caso; entonces, se produce una sobreinversión que debe reflejarse en las tarifas, porque de lo contrario, cuando liciten sus contratos, las distribuidoras van a encontrarse con que no van a tener oferente.
El contrato contempla multas prefijadas por día de atraso y por falta de rendimiento. Le da el derecho a Colbún a cobrar más si acaso los daños son superiores a las multas establecidas en el contrato. Se contemplan, además, daños a terceros. Finalmente, sostuvo que el hecho de que Nehuenco no funcione produce un lucro cesante equiparable al daño. En otras palabras, lo que está perdiendo Colbún es más del doble de lo que podrá cobrar a Siemens. El balance de junio va a ser desastroso por dos razones: porque Nehuenco entró atrasado y por la sequía por todos conocida. 13. Director de Colbún S. A., señor Raúl Donckaster. Precisó que había asumido en el cargo de director en abril o mayo de 1994. En virtud del cargo, no participó en el Comité que seleccionó a las empresas que participaron en el proceso. En ese momento Colbún participaba en la generación total del SIC -no del país- en alrededor de un 15 %, o sea, había bajado más o menos siete puntos porcentuales, después de haber tenido una presencia de aproximadamente 20 ó 22 % de la generación eléctrica del país, y de acuerdo a como se proyectara la situación hacia delante, la empresa bajaría del 15 % al 10 u 11 % de la generación del SIC, por lo cual la incidencia y el valor patrimonial de esta empresa se afectaría considerablemente, habiendo por parte del Gobierno la voluntad de avanzar prontamente en el ingreso de capitales privados más significativamente que los que había hasta ese momento, por lo cual se adoptaron ciertos criterios a fin de valorizar su participación en el mercado. Entre las diversas inversiones que se estimó conveniente hacer se evaluaron principalmente tres: uno, hacer San Ignacio, que es la tercera central en línea que Colbún tiene en hoya del Maule; dos, hacer la línea de transmisión, lo cual fue acto muy revolucionario porque significaba independizarse de Transelec y de Endesa para traer la energía que generaba Colbún, y tres, construir una planta térmica de energía eléctrica aprovechando el gas, con lo cual se obtenían dos beneficios: por una parte, se le daba mayor viabilidad al gas natural en el país, porque habían empresas que lo iban a consumir en gran cantidad y, por otra, se valorizaba e independizaba fuertemente Colbún, ya que se preveía lo que podían ser las consecuencias de una sequía. Colbún era sólo una planta de generación hidroeléctrica, por lo tanto,se preveía que en el caso de una sequía no iba a tener ninguna posibilidad de generar. Entonces, se veía la conveniencia de generar por la vía térmica y aparecía como una muy buena alternativa la posibilidad de generar por la vía del gas natural.
Básicamente, Colbún contrató asesorías en materias técnicas y jurídicas y se formó un comité de directores, los cuales llevaron adelante todo este proceso. Primero se crearon las bases. El procedimiento era bastante simple, y se establecía que la licitación era el sistema de “llave en mano”, en el cual se fijan una serie de parámetros en términos del aporte que se quiere generar con la central que se construya. Se dan rangos en cuanto a que deben ser centrales que generen entre 200 y 400 megawatts y también las características básicas del tipo de ciclo que deben tener esas centrales. Se llama a licitación, quedando finalmente 8 empresas o consorcios. No había limitación de la cantidad de propuestas que podía hacer cada una de esas empresas o consorcios. Por eso, llegaron 16 propuestas de las ocho empresas, lo que no significa que cada una haya presentado dos propuestas, sino que algunas presentaron tres y otras sólo una, con distintas opciones de ciclo combinado, ya sea con una turbina a gas y otra a vapor, con dos turbinas a gas más pequeñas y otra a vapor de respaldo. Como cada una de las ofertas presentadas tenía características y especificaciones técnicas especialmente complejas, tal como se establecía en las bases, se hizo una homologación de todas las propuestas que llegaron. Finalmente, la Comisión seleccionó 3 consorcios: Siemens-Ansaldo, General Electric y Mitsubishi. Se dio el caso de que General Electric no estaba dispuesta a firmar el contrato, pese a que todos los participantes en esta licitación conocieron el contrato desde el momento mismo en que compraron las bases, y nadie lo cuestionó. General Electric entregó 29 observaciones al contrato.
En estas circunstancias se les hizo ver que era imposible aceptar lo que estaban planteando, ante lo cual retiraron aproximadamente 22 puntos, quedando cinco o seis, que eran los más significativos. Posteriormente, comunicaron que no estaban dispuestos a aceptar el contrato. El directorio tomó la decisión de darle una última posibilidad a General Electric para que retirara esas observaciones, pero el consorcio respondió que no era posible acceder. Finalmente, se negoció con Siemens, empresa que aceptó íntegramente el contrato, y se hicieron las especificaciones que correspondían. Con los informes de todo el cuerpo de asesores, se llegó a la conclusión de que había que adjudicar el contrato a quien había quedado en segundo lugar, esto es a Siemens-Ansaldo. Posteriormente, se evaluaron las fallas o problemas que tuvieron cada una de estas empresas. Se le pidió a cada una de ellas que entregaran sus reportes sobre fallas que hubieran tenido con diseños similares, en el último tiempo. Dichas fallas eran muy similares. Luego de la adjudicación del contrato se realizaron las obras civiles. Posteriormente, se producen las postergaciones e incumplimientos por parte de Siemens, en cuanto a la fecha en que debía haber entregado la planta. El tipo de cláusulas establece un tipo de penalidad absolutamente novedosa en este tipo de contrataciones, que permite devolver la planta y, por lo tanto, recuperar la totalidad de los pagos que se hubieren hecho, además de la indemnización de perjuicio El contrato que se suscribió con Siemens-Ansaldo corresponde al que se redactó y entregó a todos los licitantes cuando empezó este proceso. Eso ha sido determinante para lograr la solución actual. El contrato que se firmó con Siemens-Ansaldo es exactamente el mismo que se entregó a todos quienes habían firmado en cualquier otra empresa, que fue el que General Electric no estuvo dispuesto a aceptar. La planta que adquirió Colbún y la cual se adjudicó, si bien, es una planta de diseño nuevo y por eso puede ser calificada de prototipo no es una planta experimental, sino que es exactamente una misma turbina que Siemens había fabricado centenares de veces y en distintas partes del mundo. Dada la actitud que tuvo General Electric, el contrato era indudablemente más severo y exigente con el proveedor que los normales a nivel internacional, incluyendo como cláusula la posibilidad que después de haber recibido la planta, en virtud de las fallas que tuvieron y de no haber cumplido con los estándares que se le exigían, devolverla y, por lo tanto, recuperar los dineros que se hubieren pagado por ella, además de las indemnizaciones por perjuicio. El contrato original ha sido objeto de adecuaciones y modificaciones tendientes a introducir todos los problemas que se han generado, como por ejemplo el tema de las nuevas responsabilidades, la prórroga de plazos, la forma de pago de las indemnizaciones, existencia de ellas y la fórmula de cómo se van a pagar. Este tipo de plantas ha presentado dificultades en otros países. Pareciera ser que las centrales térmicas tienen un problema de ajuste o de asentamiento en su aparataje que las hacen tener algunos grados de inconveniencia al comienzo, pero después se ajustan bien. 14. Representantes de Siemens, Jefe de la Oficina de enlace del proyecto de Nehuenco, representante legal de Siemens y Director de Marketing y proyecto para plantas de energía térmica de España y Portugal, señores Daniel Fuster, Sebastián Obach y Sielgfried Shintler, respectivamente. Siemens es una compañía con presencia en unos 190 países del mundo, a través de agencias, representaciones de ventas, producción e ingeniería. Tiene 152 años de existencia. Fue fundada en 1847. En América Latina, la compañía tiene una relación muy especial con los países en que está presente, pues tiene una historia de más de cien años de participación en el mercado y en el desarrollo tecnológico de países como Argentina, Chile, México y otros. A nivel mundial Siemens abarca áreas muy diversas: comunicaciones, energía, electromedicina, transporte, etcétera. Las cifras de Siemens en el año financiero pasado alcanzaron la suma de 1.000 millones de marcos alemanes, y los nuevos pedidos recibidos el año pasado ascienden a casi 120 mil millones de marcos alemanes, con un marco alemán equivalente a 260 pesos chilenos. El monto en investigación y desarrollo técnico-tecnológico corresponde prácticamente al 8% del valor total de los nuevos pedidos. Es decir, cada año se invierten cerca de un 8% por dicho concepto.
En 1998, esta cifra alcanzó a 9 mil millones de marcos alemanes. Trabajan con prácticamente mil corporaciones en todo el mundo, además de universidades e instituciones de investigación y desarrollo. Siemens cuenta con más de 100 mil patentes en todo el mundo y ha realizado más de 24 mil invenciones y cuenta con 400 mil empleados a escala mundial; el 43 % trabaja y vive en Alemania. En 1998 ocupó el tercer lugar en el campo de las compañías, en el campo de la electrónica y de la ingeniería eléctrica, a nivel mundial por concepto de nuevos pedidos. Esta es en general la introducción de la compañía Siemens en la escala mundial. Siemens está presente en Chile desde hace 90 años. Ha abarcado áreas como la energía, la industria, las telecomunicaciones; es decir, prácticamente las mismas actividades que desarrolla la compañía a escala mundial. Las cifras de Siemens S.A. de Chile en el último año financiero por concepto de entradas de pedidos alcanza a unos 72 millones de dólares y cuenta con alrededor de 220 colaboradores. En los últimos 30 años, ha participado en aproximadamente 30 grandes proyectos de energía hidroeléctrica.
La compañía ganó 30 proyectos, nueve como suministrador de generadores de energía y equipos eléctricos para los grandes proyectos hidroeléctricos en el país. Hace poco más de diez años entró al mercado a escala mundial, por la necesidad de atraer capital privado para las inversiones en generación y distribución de energía eléctrica, porque muchos estados no tienen la posibilidad de soportar la deuda a largo plazo. También en muchos países había una liberalización del mercado eléctrico y ahora existe una participación cada vez más creciente de las compañías privadas, las llamadas IPP, Independent Power Producers, compañías independientes privadas que traen el capital privado al mercado eléctrico. El enfoque de los inversionistas se refiere claramente a las posibles ganancias en el mercado eléctrico. Los precios cayeron en los períodos de instalación de las fábricas o de las plantas; las necesidades de eficiencia absoluta son bastante más importantes que antes, porque la inversión de proyectos financiados a largo plazo se hace con capital privado, con créditos bancarios. También la cuestión de las garantías era un tema muy importante, porque nuestras obligaciones crecieron en forma muy dramática. El grupo de generación de energía Siemens se presenta con resultado del ejercicio del año pasado, con cifras de nuevos pedidos, cifras de negocios, es decir, la facturación, el volumen de nuevas inversiones en la organización, la investigación y el desarrollo, indican que lo importante del negocio son casi exclusivamente las exportaciones. El mercado doméstico en Alemania se ha reducido cada vez más y ahora permanece en la compañía un grupo que trabaja casi exclusivamente para el mercado mundial. El escenario de referencia, de plantas construidas, de componentes fabricados, empieza en 1950. Desde entonces, han generado en el mundo 322 mil megavatios en plantas termoeléctricas que trabajan en base a carbón, fuel oil o gas; 60 mil de los cuales corresponden a turbinas a gas y de ciclo combinado. La cifra total incluye las compañías compradas a Parsons de Inglaterra en 1994 y Westinghouse de Estados Unidos en 1998. También tienen experiencia en plantas hidroeléctricas equipadas con generadores eléctricos. Sólo para establecer una comparación, la cifra correspondiente a turbinas a gas significa prácticamente 12 veces la capacidad instalada en Chile.
Cabe mencionar que en varios países del mundo han fabricado equipos eléctricos para plantas termoeléctricas, es decir, en la actualidad actúan a escala mundial. Básicamente, una turbina a gas es una máquina muy simple, para cuyo funcionamiento se necesita aire y combustible. El aire entra en el compresor, éste lo lleva a la presión necesaria para la conducción. En la cámara de conducción se añade el combustible, ya sea gas natural, sintético o líquido. Como resultado de la combustión, los gases calientes accionan la turbina a gas; se produce una expansión de los gases calientes bajo alta presión y los gases salen prácticamente como aire caliente. La rotación de la turbina a vapor se transmite a un generador eléctrico, el que genera la electricidad. Éste es un ciclo abierto y un ciclo combinado. En la turbina a gas los gases de combustión salen con una temperatura entre 500 y 600 grados. Normalmente en el ciclo abierto entran en 0 grados. El proceso de ciclo abierto tiene una eficiencia entre 35 a 38%, es decir, es una relación entre la energía primaria que lleva el combustible y la energía secundaria que se utiliza como electricidad. La relación entre estas dos cantidades constituye la eficiencia. Al hablar de una eficiencia de 30%, significa que del 100% del combustible sólo el 30% se utiliza en forma práctica, el 70% restante es pérdida térmica, mecánica, eléctrica. Un ciclo combinado se caracteriza por un muy alto rendimiento, porque los gases que salen de la turbina a temperaturas entre 500 a 600 grados se utilizan sin combustión adicional, sólo como energía. La energía que llevan estos gases en la caldera se recupera en vapor. En el ciclo a vapor, se acciona la turbina que se conoce en todas las plantas eléctricas que tienen una caldera que utiliza carbón, el que produce vapor en otra forma, es decir, toda la energía se genera sin combustión adicional; prácticamente la energía del ciclo abierto se convierte en el ciclo combinado en energía eléctrica adicional. Los ciclos combinados tienen una eficiencia entre 55, 57 ó 58% pero la meta es 60% más a futuro. Estas plantas son muy efectivas desde el punto de vista de la protección del medio ambiente, porque utilizan mucha más energía primaria que otras; en consecuencia, reducen la carga al ambiente. Una turbina a gas tiene un compresor y una cámara de combustión. La turbina a gas trabaja con aire caliente. Así es el tipo de máquina instalada en Nehuenco. Tiene 17 etapas en el compresor y cuatro etapas en la turbina a gas. Está equipada con 24 combustores. Posee un rotor con álabes móviles, alrededor de los cuales está la carcasa, que tiene los álabes directrices o fijas, es decir, no se mueven; lo que se mueve es el rotor en las cuatro etapas en la turbina a gas. Hay un compresor con una cámara de conducción, turbina, cojinetes y salida de los gases de escape. Esta familia de turbinas, a la cual pertenece también Nehuenco, tiene 3 miembros, 3 mil velocidades por minuto y 50 por segundo; por eso dicen 50 ciclos ó 50 Hz. Estas son máquinas para mercados como Estados Unidos, Brasil, Colombia y Perú donde los sistemas interconectados trabajan con 60 ciclos. Esta es una pequeña versión de estas máquinas que tienen la posibilidad de acoplar un generador sobre una caja de cambio de revoluciones.
La experiencia en turbinas a gas data del año 1950. Después de la Segunda Guerra Mundial hubo un tiempo en que no se contó con permiso por razones estratégicas, pero después de 1955 nuevamente se obtuvo permiso para trabajar en este campo y hasta la fecha se han fabricado 390 turbinas a gas de diferentes tipos y desarrollo. Se empezó con máquinas bastante pequeñas, desde 8 a 10 megavatios, hasta llegar a la más grande. Nehuenco representa de 230 a 250 megavatios, dependiendo de las condiciones del ambiente. Porque una turbina de gas, aparte de las condiciones del ambiente, también depende de la capacidad de la presión de temperatura y la entrada del aire. Es decir, aquí se ve un desarrollo lógico sobre capacidad, tecnología y eficiencia. Al inicio se emplearon máquinas bastante pequeñas y en 1975 se incorporó una nueva máquina en el mercado, el V-94, la cual se ha desarrollado en países más adelantados comenzando con una capacidad de 90 megavatios, hasta hoy que son 160 megavatios. De esto proviene el lógico desarrollo de una máquina para los mercados de 60 ciclos, tales como Estados Unidos, Brasil y otros. Continúa la fabricación de estas máquinas hasta que en 1990 se decidió empezar con una nueva familia dentro de este desarrollo tecnológico. De lo anterior, se puede concluir que no se trata de un prototipo, sino de un desarrollo cada día más avanzado para servir y dar la oportunidad a los clientes para que sean competitivos en su mercado. Al comparar la eficiencia de una turbina a gas del año 1970 con un 28% respecto de la actual, que es de casi un 38%, se ve la evolución y el desarrollo obtenido en 30 años. Análisis de los problemas presentados por la Central Nehuenco El proyecto Nehuenco fue desarrollado en los años 96-97, llegándose al final de la puesta en marcha a fines de noviembre de 1998. Esta puesta en marcha tiene un significado muy especial, porque al hablar de este tipo de plantas es el período que media entre el final de la construcción y montaje de una máquina, y su entrega final para explotación comercial al cliente. Este período consiste, fundamentalmente, en probar las utilidades de los equipos y hacer los ajustes que siempre son necesarios en este tipo de plantas. A continuación de la puesta en marcha tiene lugar lo que se denomina la marcha blanca de una planta, proceso que tiene por objeto asegurar y comprobar que la máquina es capaz de funcionar en continuo con los valores contractuales para que el cliente pueda disponer de estas máquinas en su totalidad. Esta marcha blanca de las turbinas de Nehuenco tuvo lugar durante los meses de diciembre de 1998 y enero 1999.
Contractualmente se había establecido que la marcha blanca tenía que durar 30 días con un funcionamiento continuo. Este proceso finalizó con éxito, entregándose al cliente después de una inspección que realizó Siemens a fin de comenzar su explotación comercial a partir del 25 de enero de 1999, fecha en la cual Colbún Machicura- asume la responsabilidad sobre la operación de la planta. La planta funcionó normalmente hasta el 1 de abril, fecha en que se produjo una primera falla o siniestro en la turbina de gas. Desde la operación de la turbina se van midiendo una serie de variables que van apuntando, según los certificados de los equipos, para evitar una desviación del comportamiento previsto. En la inspección efectuada el 1 de abril se detectaron unos incrementos en las vibraciones, motivo por el cual se detuvo la planta y se procedió a la apertura de la turbina de gas para su correspondiente inspección. Abrir un equipo de este tamaño, que opera con temperaturas de más de mil grados, no es una operación fácil ni se puede realizar en pocas horas para ver qué pasa adentro. Para ello es necesario destornillar una serie de tornillos en la carcasa, quitar previamente todas las mantas de aislamiento, todos los cables de instrumentación, tuberías de combustibles, etcétera. Pero previo a estas operaciones hay que esperar que se enfríe la máquina. Por tratarse de partes calientes que están a una temperatura de más de mil grados, no hay posibilidad de acceso. Entonces, siempre que ocurre cualquier falla en la operación de una máquina que reviste estas características, deben pasar unos días hasta que se enfríe. Una vez que se abrió la máquina, con motivo de la falla que se produjo el 1 de abril, se detectaron problemas en la cámara de combustión, que es un anillo que está montado sobre el eje del rotor. El rotor empieza en la brida del lado del generador que termina al final de la turbina de gas. En la cámara de combustión los gases están a 1.200 ó 1400 grados y los álabes de la turbina de gas donde pasa la anterior fase está a 3 mil grados, que es lo que llamamos las partes frías de la máquina. El compresor, simplemente por el mero hecho de comprimir el aire en muchas etapas, alcanza temperaturas de más de 400 grados. Es decir, cuando hablamos de partes frías y calientes es todo muy relativo. En la cámara de combustión se detectó que se habían desprendido dos placas cerámicas. Las temperaturas con que funciona la máquina y que son necesarias para conseguir altos rendimientos, hacen que ningún material metálico aguante y, por lo tanto, es necesario prever un aislamiento o revestimiento entre lo que son los gases calientes y las partes metálicas de la turbina. Ese revestimiento son unas placas cerámicas que canalizan todos los gases de la combustión, desde los conductores que se encuentran en la cámara hasta la entrada de la turbina de gas. Los gases circulan con las placas cerámicas y penetran en esta primera etapa de álabes fijos. Entre las dos filas de álabes móviles se encuentra una fila de álabes fijos, que son los que se encargan de dirigir los gases para lograr que la máquina sea más eficiente. También, se disponen unas perforaciones que se utilizan para ir expulsando aire frío continuamente, que es alimentado desde la raíz del álabe con la finalidad de evitar que el flujo de gas caliente llegue a dañar térmicamente los álabes, formando una pantalla protectora que impide que se sobrecaliente. Penetrando en la cámara de combustión, se desprendió una de las placas cerámicas muy próxima a la primera fila de los álabes fijos con el efecto desafortunado de que no se rompió la placa, sino que quedó bloqueando el flujo de gas caliente a través de varios vanos entre álabes estacionarios. Los gases penetran desde la cámara de combustión, son reflectados por esta primera etapa de álabes estacionarios y prácticamente forman un flujo continuo y uniforme en toda la circunferencia de la turbina que hace que los álabes móviles, que son los encargados de absorber la energía mecánica, sufran un continuo empuje de adelante hacia atrás. Lo que hace un bloqueo de este tipo es que cuando el álabe móvil se encuentra y pasa a esta zona, no siente el empuje de los gases caliente desde la cámara de combustión y tiene un movimiento como de retranqueo que automáticamente es impulsado en dirección contraria cuando atraviesa los tres huecos de este rotor bloqueado. Este movimiento de retranqueo es suficiente para dañar el álabe en muy pocos segundo o minutos. En mercados donde el sistema funciona con 50 ciclos el rotor da 50 vueltas en un segundo, es decir, en un segundo cada uno de los álabes del rotor está sufriendo 50 veces ese movimiento, lo que induce una fatiga aceleradísima del material y, por lo tanto, se produce su rotura. La primera rotura se produce en estos álabes móviles porque son obligados a flexionar hacia delante y recuperar su posición normal a continuación de la parte bloqueada. En el momento en que uno de estos álabes se rompe, se produce un fenómeno en cascada. Uno de estos álabes, según son arrastradas las partes rotas por los gases, es capaz de afectar a la siguiente fila de álabes estacionarios y sucesivas filas de álabes móviles. En este caso la falla detectada tuvo lugar en el desprendimiento de una pieza cerámica -fueron dos las piezas cerámicas desprendidas, pero la otra pasó directamente y se rompió al impactar en SESIÓN 39ª, EN MARTES 11 DE ABRIL DE 2000 165 la primera etapa de álabes estacionarios siendo arrastrada por los flujos de gases y pasando pulverizada por los álabes lo que produjo una rotura de los álabes y prácticamente se generó un daño en cadena muy elevado. Este diseño tiene la característica de que se puede sustituir cada álabe sin tener que desmontar el rotor. El desmontaje de los álabes es posible uno a uno y demora un determinado tiempo. Se discutió mucho sobre el tiempo de reparación de la turbina y en la prensa aparecieron distintos datos. En definitiva, al haberse producido este daño en cascada, implicó un enorme tiempo en sustituir todos y cada uno de estos álabes, que es un daño que no se produce frecuentemente. Fue por ello que se decidió traer un rotor nuevo, de tal forma que el trabajo consistía en abrir la máquina, cosa que en cualquier caso había que hacer, pero sustituyendo el trabajo de desmontaje de todos los álabes simplemente poniendo un rotor nuevo, por lo que la reparación quedaba reducida a 7 semanas en vez de 16, lo que hubiera supuesto su reparación en condiciones normales. Posteriormente a esta reparación, consistente en el cambio del rotor completo por uno nuevo, se debe efectuar un nuevo proceso de balanceado del rotor y de puesta en marcha, como se hace siempre que se produce un cambio en cualquier equipo. La explicación del siniestro obedece a un defecto de fabricación. En el montaje de estas piezas cerámicas se debe mantener una posición estacionaria segura tanto en frío como en caliente, ya que entre la temperatura frío y caliente hay una diferencia de 1.300 a 1.400 grados. Un material a esa temperatura se dilata. Entonces, es importante que la distancia entre las placas cerámicas y las adyacentes mantenga una tolerancia bien predeterminada, cosa que en este caso no habría ocurrido; algunas de las placas cerámicas se habían montado con una tolerancia insuficiente por lo que al calentarse toparon unas con otras como un anillo, haciendo que se desprendieran hacia al interior de la cámara de combustión, defecto que es explicable de la siguiente manera: Las placas cerámicas están construidas de modo que ninguna pieza metálica sufra el contacto con la cámara de combustión, los gases calientes, porque se destruiría automáticamente. La placa topa con otra y por la dilatación y el tope tiende a desplazarse. Las cuñas acaban cediendo ya que tienen un límite de elasticidad determinado, y terminan rompiéndose, les entra aire, gases calientes, lo que termina desprendiendo la placa. Así, el comienzo de reparación han sido el control y el chequeo muy en detalle de toda la cámara de combustión para asegurar que, efectivamente, todas las placas cerámicas estuvieran con las tolerancias necesarias para el funcionamiento en caliente. El 8 de junio, se produce una segunda falla. En la primera ya se habían detectado algunos álabes del compresor con daños; como se cambió el rotor, éstos quedaron automáticamente reparados. Se produce otra vez un aumento de las vibraciones en la turbina, que no eran excesivamente perniciosas, es decir, el sistema de protección de la turbina podía aguantar pero, dado que había habido una falla inicial grande en la cámara de combustión y, por lo tanto, en las turbinas, se decidió que preventivamente se parara la turbina y se observara para saber qué pasaba y así evitar males o daños mayores. Al abrir la turbina, se detectó que había dos álabes de la Etapa Nº 14, del compresor, es decir, de la parte fría de la máquina, que habían sufrido una rotura y que también se habían dañado también algunos otros álabes del compresor arrastrados por el volumen de aire que circula en ese sentido, desde la entrada de aire hasta los conductores.
En este panorama se observó que en las etapas frías de la máquina, el compresor de aire, los álabes ya no necesarios porque las temperaturas son perfectamente soportables por este material. Aquí se observó que el álabe había sido arrancado, lo que provocó daños en los álabes de la misma etapa, porque al rotar el álabe suelto, va impactando en distintos álabes y generando daños también en otros. Sin embargo, el número de álabes que en total puede tener el compresor de una turbina de gas puede ser de unos 80 en cada etapa, a la vez que multiplicado por el número de etapas, que son 17, dan un número más de mil álabes móviles en el compresor, más de mil álabes estacionarios. Lo mismo ocurre en la turbina de gas, también tiene unos álabes estacionarios para que el aire que pasa por esa etapa sea conducido óptimamente a la otra y la energía se aproveche al máximo. Entonces, entre álabes móviles y estacionarios en el compresor existen más de 2.500 y, en la turbina, 600. El número de piezas que son inmediatamente afectadas en caso de un fallo de materiales, es muy elevado El fenómeno en el compresor se produce por una desafortunada confluencia de tres factores. Cada una de estas piezas metálicas tiene un comportamiento vibratorio. Buscando un término comparativo, es como las piezas de un xilófono, las que simplemente al ser metálicas tienen un comportamiento de vibración si se les da un golpe, pues tienen una secuencia con la que suenan. En esta etapa había álabes con una secuencia que, por tolerancias de fabricación en el peso y en las dimensiones eran admisibles en condiciones normales; pero, por la debilidad que se tuvo en el sistema interconectado central, provocada por la escasez de energía, de agua, se superpusieron ambos efectos. La máquina debe rotar a 50 vueltas por segundo, pero roto un tiempo determinado con una frecuencia de 47 ó 48 vueltas, lo que hacía que el impulso de los flujos de aire que iban generándose sobre esta etapa se superpusieran con la propia, por lo tanto, los álabes entraban en resonancia en forma muy rápida. Eso provoca una vibración parecida al efecto xilófono y una vibración extraordinaria, que va incrementándose con cada vuelta y que en poco tiempo es capaz de romper con facilidad el álabe.
Esto ha quedado perfectamente claro con las experimentaciones, investigaciones y ensayos que se han enviado a los laboratorios en Alemania, tanto de Siemens como de empresas dependientes. Este cálculo matemático no sólo podría demostrar la factibilidad de esas condiciones especiales con la frecuencia propia de estos materiales, sino reproducir, en la medida de lo posible, ese mismo efecto. La prensa hizo hincapié en la demora en dar determinadas explicaciones sobre el origen del daño. El proceso de aislar distintas condiciones y causas supone un tiempo largo que implica reproducir en laboratorios, en condiciones lo más parecidas posible, lo que hubiera sucedido en la turbina real. Para ello es necesario contrastar valores, realizar una serie de cálculos numéricos en computadores y efectuar un conjunto de pruebas en simuladores. No tiene ningún sentido sospechar una causa si ésta no se confronta a través de las pruebas a que he hecho referencia. La política de la empresa se resume en lo siguiente: hasta que no se sepan las verdaderas razones que explican un desperfecto, no se entrega ninguna información. En este caso, el daño estaba concentrado en el compresor de la turbina. Para solucionar el problema, se cambiaron los álabes dañados por unos nuevos, evitando, con un desplazamiento adecuado de las tolerancias de fabricación a zonas menos comprometidas, que ese efecto no se adicione con una situación adversa de las condiciones de vibración de los álabes en caso de que se vuelva a producir una operación en baja frecuencia. Adicionalmente, se incluyeron una serie de instrumentos en el compresor y en la turbina, a fin de que se pueda advertir con antelación si se produce un problema. Con ese apoyo adicional, se podrá detener el funcionamiento de la turbina antes de que se genere un daño a gran escala. La máquina es enteramente reparable, de modo que la máquina operará a futuro como el resto de los equipos Siemens. En Nehuenco existen dos turbinas: una a gas y otra a vapor. Esta última es capaz de generar la diferencia. En Inglaterra, Argentina, Portugal, existen turbinas de gas que funcionan con una capacidad de 200 megawatts.
También hay otras de la misma familia, pero de 60 ciclos, que funcionan en Perú y Estados Unidos. Formulada una consulta sobre otras fallas similares en otros países, se respondió que sí se habían dado algunas modificaciones en las turbinas de gas, en su fase de puesta en marcha, pero no como en el caso de Nehuenco. Dos fallas en una temporada, es algo que nunca pasa. La marcha blanca se hace para convencer al cliente de que una máquina puede operar en las condiciones del contrato durante un mes entero, plazo que puede variar según el contrato de que se trate. La puesta en marcha, en un proceso, comprueba la funcionalidad de cada uno de los elementos incorporados en la planta. En el caso de una reparación, la puesta en marcha comprueba el elemento de esa reparación. Es decir, si se cambia, se equilibra de nuevo la turbina de gas. Pero no se comprueba el resto de la planta, porque a ésta no le ha pasado nada. En el momento de una falla, el cliente traspasa la máquina para repararla. La política de la compañía es no entregar nunca una planta sin probarla.
II. CONSIDERACIONES, CONCLUSIONES Y PROPOSICIONES.
Al tenor de todos los antecedentes y opiniones recopilados, como asimismo del informe emitido por la Comisión de Minería y Energía sobre la investigación de los hechos que motivaron el racionamiento de energía eléctrica en el país de marzo de este año y de las facultades encomendadas por la Cámara, en virtud del proyecto de acuerdo Nº 227-B, que en su parte resolutiva centra la investigación en cuatro aspectos fundamentales, esta Comisión investigadora recomienda a la honorable Cámara prestar aprobación a las consideraciones, conclusiones y proposiciones que se consignan a continuación. Consideración previa Como consideración previa, cabe precisar que para que exista racionamiento, éste debe ser decretado por la autoridad correspondiente, mientras que los cortes o interrupciones de energía en los servicios se pueden originar sin necesidad de racionamiento o viceversa. Puede ocurrir también el caso de que se decrete racionamiento sin necesidad de que se hayan producido cortes o interrupciones en el suministro. A) En cuanto al primer mandato, es decir, a la determinación de las causas y efectos del nuevo racionamiento, cabe consignar lo siguiente: 1. La prolongación de la sequía y su agudización en el período que va desde que se decreta el primer racionamiento, durante el mes de noviembre de 1998, fue la principal causa de los nuevos cortes e interrupciones de los servicios eléctricos que motivaron esta investigación. 2. Los atrasos en la entrada en funcionamiento, el funcionamiento deficiente y desperfectos que motivaron la paralización prolongada de la central de ciclo combinado, Nehuenco, de propiedad de la empresa Colbún S.A., fueron situaciones que también contribuyeron a que se produjeran nuevos cortes.
3. El comportamiento de las principales empresas generadoras de energía eléctrica del Sistema Interconectado Central (SIC) de nuestro país, durante los más de 100 días en que no hubo cortes de energía eléctrica, (pero sí decreto de racionamiento), período durante el cual, no obstante haber sido perfectamente posible prever un escenario de prolongación y agudización de la sequía, como asimismo, los nuevos retrasos en la entrada en funcionamiento de Nehuenco y las falencias en otras centrales térmicas de ciclo combinado, son elementos que no fueron debidamente ponderados por las generadoras, puesto que no adquirieron la energía disponible de las empresas con capacidad de autogeneración, para reservar agua en las centrales hidroeléctricas de embalse. Más aún, si se considera que durante este período se utilizó agua acumulada en vez de combustibles para la generación. Al respecto, cabe tener presente que cada litro de agua que genera electricidad en un momento dado, desplazando combustible (que es un bien no escaso en el sistema de generación eléctrica) se pudo haber empleado para evitar los cortes que motivaron esta investigación. Por otra parte, tampoco las generadoras aumentaron en cantidad suficiente su parque generador térmico para enfrentar la nueva crisis, ya que, hasta antes de la entrada en vigencia de la ley Nº 19.613, no existía una señal económica potente que las conminara a evitar los cortes durante los racionamientos. (No existían las compensaciones y se dilataba o se negociaba el tener que pagar costo de falla).
4. Sólo con la entrada en vigencia de las modificaciones de la legislación eléctrica, las empresas generadoras cambiaron su conducta tradicional. Al tener que pagar compensaciones económicas (en estricto rigor, indemnizaciones) a los usuarios durante los racionamientos, se vieron obligadas a introducir mayores niveles de seguridad en el abastecimiento del sistema, por la vía del aumento del parque de generación térmica, o de compra a autogeneradores y promoción de campañas de ahorro, etc. En lo que dice relación con la determinación de las razones del fracaso en las medidas de ahorro de energía propuestas por los sectores público y privado, se deben tener presentes las siguientes consideraciones y conclusiones. 1. En primer lugar, se puede concluir que resulta difícil técnicamente determinar la magnitud del fracaso en las medidas de ahorro. No obstante, se puede señalar que la eficacia de este instrumento fue mínima, por un problema sociocultural y por la inexistencia de instrumentos legales adecuados, durante una buena etapa de la vigencia del decreto de racionamiento, lo que dificultó la puesta en marcha de campañas tanto públicas como privadas eficientes, o de medidas de incentivo al ahorro eficaces. A lo anterior se debe sumar la dificultad para medir el alcance de algunas medidas aplicadas. La situación de falta de energía eléctrica, de desabastecimiento de este servicio público, no ha sido internalizada por la población, al no existir conciencia de la crisis y menos de actuar en consecuencia. 2. No obstante lo anterior, es posible constatar que hubo mayor esfuerzo en el ahorro de energía por parte de los consumidores domiciliarios más que del sector industrial y comercial. Los sectores con niveles socioeconómicos más bajos hicieron un esfuerzo mayor que el efectuado por los sectores de ingresos más altos. Empero, la contribución de los primeros sucumbió ante la conducta de los segundos. 3. La publicación de la ley Nº 19.613, y las nuevas medidas decretadas por la autoridad, dirigidas a evitar consumos prescindibles o superfluos e inducir al ahorro, produjeron un ahorro de aproximadamente el 1% del consumo normal del sistema, porcentaje que si bien es bajo, no es menos importante, dada la señal entregada por los agentes económicos y consumidores. 4. Si bien es cierto, que actualmente la autoridad cuenta con un instrumento adecuado para prohibir consumos prescindibles y decretar medidas de ahorro, será necesario perfeccionar la forma y oportunidad de dichas medidas, en caso de que se deban aplicar nuevamente, privilegiando, junto a los consumidores, disminuciones de consumos inducidos y/o consensuados por sobre las medidas coercitivas, con el objetivo de que, frente a la falta o escasez de energía eléctrica, los agentes económicos tomen conciencia y se transformen en verdaderos colaboradores del ahorro. 5. Los bajos grados de colaboración y conciencia tanto del sector público como de los agentes privados durante los períodos de crisis, cortes o racionamientos, hacen necesario implementar políticas de ahorro de energía, de uso eficiente de la misma y auditorías energéticas, en forma regular y constante.
Al tenor de lo anterior, el marco regulatorio deberá propender y propiciar la utilización de procesos y artefactos que otorguen mayor eficiencia energética, incorporando y compatibilizando principios económicos, de sustentabilidad y ambientales. En relación con la investigación de la venta y/o flexibilización de los convenios celebrados entre el Ministerio de Obras Públicas y sus organismos dependientes y Endesa S.A., se consideraron los siguientes elementos.
1. Las convenciones denominadas “flexibilizaciones”, o pactos autocompositivos, carecen de un adecuado marco regulatorio, lo que imposibilita a la autoridad de turno para actuar con el tiempo y los elementos de juicio necesarios. En efecto, hoy se realizan en virtud de disposiciones que contienen los convenios marco de 1947, respecto de la laguna del Maule, y de 1958, respecto del lago Laja, celebrados entre la Dirección de Riego (hoy Dirección de Obras Hidráulicas) y Endesa S.A., cuando esta última era una empresa del Estado y la autoridad debía conciliar el interés de todos los chilenos respecto del abastecimiento eléctrico, los intereses de la generadora y los de los regantes. Hoy dichos convenios están sujetos a la interpretación que les den las partes. Endesa S.A. legítimamente privilegia su interés por sobre el bien común y el de los regantes, lo que no obsta a que también existan interpretaciones judiciales. En razón de lo anterior, esta Comisión concluye que el marco jurídico para resolver los intereses en juego durante una negociación de las flexibilizaciones es hoy absolutamente inadecuado y obsoleto. 2. Las “flexibilizaciones” se vienen llevando a cabo, al menos desde la década de los ochenta, cuando se autorizó la ocupación adicional de aguas del Maule para llenar el embalse Colbún, hasta las realizadas durante 1999, lo que se ha constituido en una práctica. Desde que se privatizó Endesa S.A., no se vivía una crisis en el parque hidroeléctrico nacional tan aguda, y aún más, nunca antes de la celebración de los convenios marco, había existido una sequía tan grave. Por ello, tan sólo en los años 1997, 1998 y 1999 se pudo apreciar la verdadera importancia de los convenios marco y su relevancia económica. Por lo mismo, se puede concluir que, cuando el Estado tomó la decisión de privatizar Endesa S.A., debió haber considerado la modificación de los convenios sobre el Laja y el Maule, para conciliar los intereses en juego, en el nuevo régimen de la propiedad. 3. La protección de los intereses públicos y de los regantes ha experimentado una evolución, puesto que cada vez que se han celebrado nuevas “flexibilizaciones” se han consagrado, al menos, cuatro principios relevantes, a saber: -Que Endesa S.A. ha aceptado la “costumbre” de que el uso anticipado de los recursos está condicionado a la autorización previa de la Dirección de Obras Hidráulicas. -Que dicho uso anticipado da derecho al Estado a compartir los beneficios que se producen. -Que el beneficio económico por ese concepto debe ser aceptado, en cada oportunidad, por las partes. -La incorporación de una garantía frente al eventual incumplimiento en la devolución de aguas, cuando así se pacte, tal como se hizo en las flexibilizaciones sobre el Maule durante 1999. 4. Históricamente, en las negociaciones que han dado lugar a las “flexibilizaciones” entre la autoridad y Endesa S.A., no han participado como sujetos activos los regantes, lo que si bien se puede justificar por el hecho de no ser ellos parte de los convenios marco, parece oportuno considerar que su participación resulta enteramente conveniente, por lo que la Dirección de Obras Hidráulicas, al velar por el riego en las cuencas respectivas, debería incorporar a las asociaciones de regantes e informarles oportunamente acerca de las decisiones que de alguna manera pueden afectar directamente a sus intereses. Es más, es posible incluso que los regantes estén dispuestos a otorgar concesiones (debidamente compensadas, por cierto) en el uso de aguas mayores que las que la autoridad estime. En virtud de lo anterior, esta Comisión recomienda a la Dirección de Obras Hidráulicas que, en futuras negociaciones para “flexibilizaciones”, incorpore como agentes activos de las mismas y mantenga plena y oportunamente informados a los regantes. 5. La necesidad de modificar los convenios marco se hace más evidente al constatar que las autoridades del sector deben tomar decisiones de relevancia, muchas veces en pocas horas, ante emergencias eléctricas (48 ó 72 horas), sin contar con toda la información necesaria. Por ello, los informes de las consultoras Mega Red y Dictuc S.A., de los años 1996 y 1997, para evaluar las consecuencias económicas y sociales de celebrar o no celebrar las “flexibilizaciones”, constituyeron un importante apoyo en las negociaciones efectuadas desde 1997 en adelante. De la misma manera, se debe concluir que el Ministerio de Obras Públicas constantemente debe evaluar y estudiar las consecuencias económicas y sociales ante eventuales “flexibilizaciones”, en todos los escenarios posibles. 6. Determinar si lo que ha cobrado la Dirección de Obras Hidráulicas a Endesa S.A. por las “flexibilizaciones” y si, por lo tanto, los intereses del Fisco fueron debidamente resguardados, es una afirmación que resulta extremadamente difícil de sustentar, puesto que evaluar si el Fisco hizo un buen o un mal negocio está condicionado a diversas variables, en que los escenarios cambian constantemente. Así es como una buena utilidad para Endesa S.A. en un momento dado, puede transformarse en pérdida más adelante. En efecto, por ejemplo en las “flexibilizaciones” del Laja de julio y agosto de 1998, los US$ 11.000 por cada millón de metros cúbicos que recibió la Dirección, por el adelanto en el uso de aguas durante dichos meses, por parte de Endesa S.A., que le permitieron a esta empresa obtener importantes utilidades, al no tener que declararse deficitaria y al desplazar incluso parque generador térmico. Sin embargo, durante el mes de noviembre de 1998, al prolongarse la sequía y al no entrar en funcionamiento la central térmica de ciclo combinado Nehuenco como estaba previsto, se transforma en pérdidas, ya que, si no se hubiese adelantado el uso de las aguas en julio y agosto, con esas mismas aguas en noviembre se habría evitado el racionamiento y la obligación de pagar el costo de falla (en el marco de la legislación vigente a la época), que es muy superior al costo de la energía térmica que desplazó en julio y agosto. Por ello, se puede concluir que las autoridades del Ministerio de Obras Públicas actuaron con la debida diligencia y cuidado, en la defensa de los intereses del Fisco en las negociaciones aludidas, considerando los elementos de juicio que tuvieron y pudieron tener en la época, sin perjuicio de las prevenciones indicadas en los puntos precedentes. D) Finalmente, en lo que atañe a las causas de los retrasos en la entrada en funcionamiento de la central Nehuenco, de su deficiente funcionamiento, y a tales hechos se deben a decisiones erróneas adoptadas al momento de su construcción, es necesario tener presentes los siguientes aspectos. 1. Los retrasos en su entrada en funcionamiento obedecieron a una concurrencia poco habitual de una serie de fallas de orden técnico. De los antecedentes recopilados no se pudo determinar si ello obedeció a decisiones erróneas en su construcción. Es más, se ha podido constatar que Colbún S.A. tomó oportunamente los debidos resguardos jurídicos que le permitieron cubrirse de eventuales perjuicios económicos ante fallas de construcción, por tratarse de una central de ciclo combinado, de tecnología de punta y con características especiales.
En efecto, se optó por la modalidad de construcción “llave en mano”, y se estipularon cláusulas indemnizatorias en el contrato, lo que en definitiva desplazó a otros competidores.
2. En el proceso de licitación de la construcción de la misma, no se pudo determinar la existencia de irregularidades. Consta como hecho público y notorio, que la empresa Colbún S.A., dueña de la central de ciclo combinado Nehuenco, llegó a un acuerdo económico con la empresa Siemens, responsable de la construcción de la misma, por los retrasos en el funcionamiento y fallas de la central, que le satisfizo. 3. Finalmente, cabe consignar que, no obstante haber sido invitados a la Comisión representantes de la empresa General Electric International Inc., que también estuvo negociando con Colbún S.A. la construcción de Nehuenco, después de haber confirmado su asistencia, se excusaron de concurrir a la honorable Comisión. Su falta de comparecencia constituye un hecho significativo, ya que la declaración de esta empresa, con experiencias similares en la construcción de centrales de ciclo combinado, que participó en la licitación de Nehuenco, hubiera permitido obtener mayores o menores grados de certeza respecto de las conclusiones
III. CONSTANCIAS REGLAMENTARIAS.
De conformidad con lo dispuesto en el artículo 301, número 6º, del Reglamento de la Corporación, la Comisión acordó no enviar copia del informe a ninguno de los organismos que allí se consignan. -Puesto en votación, fue aprobado por seis votos a favor (diputados señores Mulet, don Jaime (Presidente); Ceroni, don Guillermo; Leal, don Antonio; Luksic, don Zarko; Mora, don Waldo (en reemplazo del diputado Cornejo, don Aldo) y Encina, don Francisco (en reemplazo del diputado Letelier, don Juan Pablo), dos en contra (diputados señores Molina, don Darío, y Recondo, don Carlos (en reemplazo del diputado Pérez, don Víctor) y una abstención (diputado señor Vilches, don Carlos).
IV. DESIGNACIÓN DE DIPUTADO INFORMANTE.
La Comisión acordó, por unanimidad, designar informante al honorable diputado señor Jaime Mulet Martínez. Acordado y tratado en 16 sesiones celebradas por la Comisión, entre el 2 de junio de 1999 y el 2 de noviembre de 1999, con la asistencia de los diputados: don Jaime Mulet Martínez (Presidente), don Guillermo Ceroni Fuentes, don Aldo Cornejo González, don Alberto Espina Otero, don Pedro Pablo Álvarez-Salamanca Büchi, don Jaime Jiménez Villavicencio, don Antonio Leal Labrín, don Juan Pablo Letelier Morel, don Zarko Luksic Sandoval, don Darío Molina Sanhueza, don Víctor Pérez Varela, don Felipe Valenzuela Herrera, don Carlos Vilches Guzmán, don José Antonio Galilea Vidaurre, don Alejandro García-Huidobro Sanfuentes, don Pablo Lorenzini Basso, doña Rosa González Román, don Waldo Mora Longa, don Sergio Velasco de la Cerda, don Ricardo Rincón González, don Cristián Leay Morán, don Francisco Encina Moriamez, don Sergio Aguiló Melo, don Felipe Letelier Norambuena, y don Carlos Recondo Lavanderos. Sala de la Comisión, a 2 de noviembre de 1999. (Fdo.): JACQUELINE PEILLARD GARCÍA, Secretaria de la Comisión.
ANEXO Nº 4 OFICIOS ENVIADOS POR LA COMISIÓN
Durante el desarrollo de la investigación, la Comisión acordó el envío de diferentes oficios, solicitando antecedentes, nómina que se acompaña a continuación.
1. Oficio Nº 1-99. Destinatario: A su Excelencia el Presidente de la Cámara de Diputados, señor Carlos Montes Cisternas y al ministro Presidente de la Comisión Nacional de Energía, señor Óscar Landerretche. Contenido: Informa que la Comisión eligió como Presidente al diputado señor Jaime Mulet Martínez.
2. Oficio Nº 2-99. Destinatario:
Al Presidente de la Comisión de Minería y Energía, señor Ricardo Rincón. Contenido: Solicita las actas y demás antecedentes sobre la investigación, llevada a cabo por esa Comisión el año 1998, sobre los hechos que han motivado el racionamiento de energía eléctrica en el país.
3. Oficio Nº 3-99. Destinatario: A la Directora de la Biblioteca del Congreso Nacional, señora Ximena Feliú. Contenido: Solicita las memorias anuales de la empresa “Colbún, S.A.” desde su creación.
4. Oficio Nº 6-99. Destinatario: Al Superintendente de Valores y Seguros, señor Daniel Yarur. Contenido: Solicita copia de antecedentes y hechos relevantes comunicados a esa Superintendencia por parte de la empresa Colbún S. A., desde su constitución como sociedad anónima, como también memorias, estados financieros y en general de todas las comunicaciones dirigidas a esa empresa, mediante las cuales la Superintendencia ha solicitado información sobre el racionamiento eléctrico que ha afectado al país y las respectivas respuestas.
5. Oficio Nº 7-99. Destinatario: Al ministro Presidente de la Comisión Nacional de Energía, señor Óscar Landerretche. Contenido: Solicita todos los antecedentes relativos a políticas, planes, instrucciones, campañas publicitarias, etc. que digan relación con el ahorro de energía eléctrica, motivadas con ocasión de la crisis que afecta al país, especialmente durante los años 1998-1999, como también de la evaluación que se hubiere efectuado de las mismas.
6. Oficio Nº 8-99. Destinatario:
Al Presidente del Sistema Administrador de Empresas, señor Eduardo Arriagada. Contenido: Solicita antecedentes sobre la empresa Colbún S.A.:
a) copia de las actas;
b) nombre de los directores y c) copia de los contratos de asesorías externas. Todos relativos al período en que la empresa fue administrada por el Estado, desde el año 1989 en adelante.
7. Oficio Nº 9-99. Sin respuesta. (Se reiteró of. 32 del 2/9/99). Destinatario:
Al ministro Presidente de la Comisión Nacional de Energía, señor Óscar Landerretche. Contenido: Solicita información sobre determinación de un plazo para resolver la crisis energética que afecta al país, especialmente en lo relativo a las fechas en que se pondrá término al racionamiento y a los cortes y se restablecerá el abastecimiento y la seguridad del suministro de energía a la totalidad de los usuarios del país.
8. Oficio Nº 10-99. Destinatario:
Al Juez del Primer Juzgado de Policía Local de Ñuñoa, señor Eduardo Villarroel. Contenido:
Remite copia del informe de la Comisión que investigó los racionamientos eléctricos sufridos por nuestro país durante el presente año.
9. Oficio Nº 12-99. Destinatario:
Al Superintendente de Electricidad y Combustibles, señor Juan Pablo Lorenzini. Contenido: Cita al Superintendente a la sesión a celebrarse el lunes 21 de junio, en el Palacio Ariztía.
10. Oficio Nº 13-99. Destinatario:
Al Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, señor Cristián Nicolai. Contenido:
Cita al Secretario Ejecutivo a la sesión a celebrarse el lunes 21 de junio, en el Palacio Ariztía.
11. Oficio Nº 14-99. Destinatario:
Al ministro de Obras Públicas, señor Jaime Tohá. Contenido: Cita al ministro a la sesión a celebrarse el miércoles 23 de junio.
12. Oficio Nº 15-99. Destinatario:
Al Jefe de Archivo de la Corporación, señor Gustavo Méndez. Contenido: Solicita el desarchivo de todos los documentos que se recibieron durante la investigación que llevó a cabo el año pasado la Comisión de Minería y Energía, sobre los hechos que han motivado el racionamiento de energía eléctrica en el país.
13. Oficio Nº 16-99. Destinatario:
Al Presidente del Sistema Administrador de Empresas, señor Eduardo Arriagada. Contenido: Solicita antecedentes sobre el proceso de licitación de la Central Nehuenco y del contrato suscrito con la empresa que se adjudicó la construcción de la central, sus modificaciones o addendum, así como los antecedentes que digan relación con la negociación efectuada con la empresa adjudicataria u otras para decidir la construcción de la referida central.
14. Oficio Nº 17-A-99. Destinatario:
Al Gerente General de Chilectra S. A., señor Marcelo Silva. Contenido: Solicita antecedentes relativos a evaluaciones efectuadas sobre las campañas de ahorro de energía llevadas a cabo con ocasión de la crisis eléctrica que afecta al país, señalando la eficacia de la campaña en el período anterior y posterior a la vigencia de la Resolución Nº 908, de fecha 9 de junio de 1999, de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.
15. Oficio Nº 17-B-99. Destinatario:
Al Gerente General de la Empresa Eléctrica Atacama S.A., (Emelat) señor Óscar Pinto. Contenido:
Solicita antecedentes relativos a evaluaciones efectuadas sobre las campañas de ahorro de energía llevadas a cabo con ocasión de la crisis eléctrica que afecta al país, señalando la eficacia de la campaña en el período anterior y posterior a la vigencia de la Resolución Nº 908, de fecha 9 de junio de 1999, de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.
16. Oficio Nº 17-C-99. Destinatario:
Al Gerente General de Chilquinta Energía S. A., señor Marcos Büchi. Contenido:
Solicita antecedentes relativos a evaluaciones efectuadas sobre las campañas de ahorro de energía llevadas a cabo con ocasión de la crisis eléctrica que afecta al país, señalando la eficacia de la campaña en el período anterior y posterior a la vigencia de la Resolución Nº 908, de fecha 9 de junio de 1999, de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.
17. Oficio Nº 18-99. SIN RESPUESTA. (Se reiteró por of. 33, del 2/9/99). Destinatario:
Al Presidente del Directorio de Colbún Machicura S. A., señor Emilio Pellegrini. Contenido: Solicita el envío de los siguientes antecedentes sobre la empresa Colbún S.A.:
a) copia de las actas;
b) nombre de los directores y
c) copia de los contratos de asesorías externas. Todos relativos al período en que la empresa fue administrada por el Estado, desde el año 1989 en adelante. Así como todos los antecedentes que obren en poder de Colbún Machicura S. A., respecto del proceso de licitación de la Central Nehuenco, y también el contrato suscrito con la empresa que se adjudicó la construcción de la central y todas sus modificaciones o addendum, como asimismo, los antecedentes que digan relación con la negociación efectuada con la empresa adjudicataria u otras para decidir la construcción de la referida central.
18. Oficio Nº 20-99. Destinatario:
Al señor Secretario de la Cámara de Diputados, don Carlos Loyola Opazo. Contenido:
Comunica el horario de sesión ordinaria los días martes, de 19.00 a 21.00 horas, en la sala de la Comisión de Recursos Naturales, Bienes Nacionales y Medio Ambiente. Asimismo, se ratificó el acuerdo en orden a celebrar sesiones especiales los días lunes de 15.30 a 19.00 horas, en el Palacio Ariztía en Santiago.
19. Oficio Nº 21-99. Destinatario:
Al señor Presidente de la Cámara de Diputados. Contenido:
Solicita recursos para contratar servicios profesionales de un abogado especialista, que emita informe sobre convenio suscrito entre el Ministerio de Obras Públicas y Endesa, sobre extracción de agua del Lago Laja y la Cuenca del Maule y acuerdos de flexibilización del mismo.
20. Oficio Nº 22-99. Destinatario:
Al Director General de Aguas del Ministerio de Obras Públicas, señor Humberto Peña. Contenido:
Solicita copia de informes pluviométricos, correspondiente a los años 1997 y 1998, de la zona del Laja y de la Cuenca del Maule.
21. Oficio Nº 23-99. Destinatario:
Al Vicepresidente Ejecutivo de Corfo, señor Alfonso Rivas. Contenido:
Solicita copia de contrato suscrito entre Siemens y Cobún S.A., sobre construcción de la Central Nehuenco y todos los antecedentes referidos a su licitación.
22. Oficio Nº 24-99. Destinatario:
A la Directora de la Biblioteca del Congreso Nacional. Contenido: Solicita copia de los recortes de publicaciones de “Estrategia” y “El Diario Financiero”, sobre extracción de aguas del Lago Laja y la Cuenca del Maule.
23. Oficio Nº 26-99-A. Destinatario:
Al ministro de Obras Públicas, señor Jaime Tohá. Contenido:
Solicita información que posea la Dirección de Obras Hidráulicas sobre la forma como se utilizaron las aguas de la hoya del Maule, durante los años 1947 y 1958 y de la información sobre las flexibilizaciones pactadas o acordadas con los regantes y las empresas eléctricas.
24. Oficio Nº 27-99-A. Destinatario:
Al Gerente General de Siemens, señor Juan Pedro Stolz. Contenido: Invitación para concurrir a sesión a celebrarse en el Palacio Ariztía, el lunes 16 de agosto, de 15.30 a 19.00 horas.
25. Oficio Nº 27-99-B. Destinatario:
Al Representante en Chile de General Electric International. Contenido: Invita a sesión a celebrarse en la Sala de la Comisión de Medio Ambiente, en Valparaíso, el martes 17 de agosto, de 19.00 a 21.00 horas.
26. Oficio Nº 28-99. Destinatario:
Al ministro de Obras Públicas, señor Jaime Tohá. Contenido:
Solicita saber si este Ministerio ha solicitado la opinión de la C.N.E., sobre “flexibilizaciones” de convenios de aguas, relativos a cuencas del Laja y del Maule, para 1999. Si es efectivo, disponer el envío de antecedentes sobre el precio sugerido por la C.N.E. para 1999, y del precio fijado para 1998 y cualquier otro antecedente que diga relación con esta materia.
27. Oficio Nº 29-99. Destinatario:
A la asesora del Ministerio de Obras Públicas, señora Emiliana O’brien. Contenido:
Solicita el envío de los contratos de flexibilización de los convenios de aguas, relativos a las cuencas del Laja y del Maule, celebrados durante 1999.
28. Oficio Nº 32-99 Sin respuesta. Destinatario:
Al ministro Presidente de la Comisión Nacional de Energía, señor Óscar Landerretche. Contenido:
Reitera lo solicitado en oficios 7 y 9 de fechas 2 y 16 de junio, cuyas respuestas están pendientes.
29. Oficio Nº 33-99 Sin respuesta. Destinatario:
Al Presidente del Directorio de Colbún S. A., señor Emilio Pellegrini. Contenido:
Reitera lo solicitado en oficio 18 de fecha 7 de julio, cuya respuesta está pendiente.
30. Oficio Nº 34-99. Destinatario:
Señor Ricardo Lagos. Contenido:
Invita a sesión a celebrarse el día 14 de septiembre de 1999, en su calidad de ex ministro de Obras Públicas, a fin de que informe sobre los convenios de flexibilización de aguas suscrito con Endesa y demás materias contempladas en el proyecto de acuerdo Nº 227-B.
ANEXO Nº 5 Participantes e Invitados –
Ministro Presidente de la Comisión Nacional de Energía, señor Óscar Landerretche. - Presidente del Centro de Despacho Económico, señor Marco Arróspide. - Superintendente de Electricidad y Combustibles, señor Juan Pablo Lorenzini. - Ministro de Obras Públicas, señor Jaime Tohá. - Asesores del ministro de Obras Públicas, señor José Gutiérrez y señoras Pía Gutiérrez y Aurora Puig. - Fiscal de la Dirección de Aguas, señor Pablo Jagger. - Presidente del Directorio de Colbún Machicura S. A., señor Emilio Pellegrini. - Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, señor Cristián Nicolai. - Ex Gerente General de Colbún, señor José Luis Mardones - Administrador Asociación de Canalistas del Laja, señor Héctor Sanhueza. - Ex Secretaria Ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía, señora María Isabel González. - Director de Colbún S.A., señor Raúl Donckaster. - Presidente de los Regantes del Maule, señor Hernán Calderón. - Gerente General y Socio de Mega-Red, señores Andy García y Benario Troncoso, respectivamente. - Profesores de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Católica de Chile, señores Patricio del Sol y Sebastián Ríos. - Jefe de la Oficina de Enlace del Proyecto Nehuenco, señor Daniel Fuster; Director de Marketing y Proyectos para plantas de energía térmica, responsable en España, Portugal y América Latina, Siegfried Schindler y Representante Legal, Sebastián Obach, todos de la Empresa Siemens”.