Con los principales ejes que incluirá el gobierno en la agenda energética que desarrolla el ministro Pacheco, los principales ejecutivos del sector también plantearon sus problemáticas. En general, hay coincidencias: es urgente agilizar la inversión de los proyectos y se debe retomar la transmisión, pero también hay discrepancias, sobre todo en materia tributaria.
Los ejecutivos coinciden en que el diagnóstico está; ahora corresponde buscar soluciones.

Los máximos ejecutivos de cuatro de las principales compañías eléctricas del país -Endesa, Suez, AES Gener y Transelec- participaron ayer de un debate en Sofofa en el que se analizó el escenario energético, la agenda del nuevo gobierno y los problemas que aquejan al sector, que son principalmente los mismos que persisten en los últimos años: dificultad para desarrollar proyectos, reglas poco claras, alzas de costos y dependencia.

Hubo coincidencia de que del diagnóstico se ha hablado bastante y que, ahora, corresponde buscar soluciones.

Mientras Felipe Cerón, gerente general de AES Gener, señaló que Chile requiere 3.500 MW de aquí a seis años, de los cuales menos de la mitad está en construcción.

Por ello, para todos la clave es reactivar la inversión, pero teniendo en cuenta que es necesario hacerlo de manera consensuada y protegiendo el medioambiente.

“Hay que construir nuevas centrales. Y para eso todos hemos constatado la dificultad que tenemos para concretar proyectos. Y creemos que uno de los cambios que tenemos que realizar para modificar esta realidad es conseguir una inserción social temprana, ojalá antes de presentar los estudios”, dijo Joaquín Galindo, timonel de Endesa Chile.
Los impuestos verdes y la no discriminación

Luis Felipe Cerón, de AES Gener, advirtió que la reforma tributaria -que incluye un impuesto de US$5 por tonelada de emisión de CO2, implicará un alza en la energía de US$6 por MWh.

“Es importante ver el impacto que se tendrá como país. Al final de cuentas, la energía en Chile terminará siendo US$6 por MWh más cara, seguramente. Eso, por un consumo a fines de la década, será un impacto grande”, dijo el directivo de la empresa eléctrica, quien añadió que los mayores costos, en ciertas ocasiones, serán traspasados a los clientes.

“En algunos casos se traspasa de forma automática a los clientes, en otros toma más tiempo, pero a la larga, en los nuevos contratos siempre se va a terminar afinando a un mayor costo”, destacó. “Estamos muy confiados, pero nos preocupa esta señal. Es un tema que va a tener una tramitación y esperamos que se revise”, añadió.

A su turno, Juan Clavería - CEO de GDF Suez en Chile- dijo que “si uno va a establecer un impuesto, lo importante es que se aplique a todos y que no haya discriminación”.

No obstante, el ejecutivo de GDF Suez en Chile remarcó en el seminario la falta de iniciativas eléctricas que son necesarias para el desarrollo del país.

“Hoy en día vemos que hay que hacer toda una labor de convencimiento de que la base del desarrollo productivo de un país es tener una energía barata; si no tenemos una energía barata, la gente no va a tener puestos de trabajo  ni cosas de mejor calidad. En la medida que el país es más competitivo, ese es un beneficio para la gente”, remató el ejecutivo.
Reestudiar el proyecto de carretera eléctrica

Andrés Kuhlmann, gerente general de Transelec, intentó evitar usar el concepto “carretera eléctrica”, que se originó en el proyecto de ley del gobierno anterior, pero sí planteó que es importante no desechar del todo esa iniciativa y buscar cambios legales que permitan dinamizar el sector transmisión en Chile.

“Yo creo que es absolutamente esencial retomar aquellos conceptos y articularlos mejor y presentar una ley donde se requiera. Hay que tener voluntad y aplicar lo que tenemos. Con sentido de urgencia, hay que ser pragmático y práctico: preocuparse desde ya de lo que es la carretera eléctrica”, dijo Kuhlmann.

El ejecutivo añadió que en la Evaluación Ambiental Estratégica ya se mencionaba el concepto de utilización de franjas, lo que es una señal de que varios de los conceptos acuñados por el proyecto de carretera eléctrica ya habían sido tomados por otros cuerpos legales.

“Hay conceptos muy bien recogidos en el proyecto de ley, quizás no muy bien acuñados porque fue al Congreso muy inmaduro, pero los conceptos son muy potentes”, complementó el ejecutivo.

Hace algunos días, el ministro de Energía, Máximo Pacheco, se refirió al proyecto de Carretera Eléctrica como una mala iniciativa, por lo que se le restó el apoyo en el Congreso. “Estoy convencido de que era un proyecto superficial, equivocado en el enfoque, más hecho para el anuncio que para resolver un problema real”, dijo Pacheco.

No obstante, se espera que la agenda energética que prepara la nueva administración incorpore el tema de la transmisión.

La crisis autoinflingida: ¿Cómo iniciar proyectos?

Andrés Cerón, timonel de AES Gener, plantea que uno de los efectos de los últimos años, el alza en los precios, podría estar influenciada por la sequía, que obliga a reducir los despachos hidroeléctricos, los que deben reemplazarse por diésel que es más costoso y que dispara los valores en los que se transa la enegía en el mercado spot. No obstante, reconoce que existe una escasez de proyectos, aún cuando la empresa que lidera desarrolla una cartera ambiciosa, con las centrales Cochrane, Guacolda V y Alto Maipo. Por esto, cree que la clave es realizar iniciativas sustentables, eficientes e insertarse de manera correcta en el entorno social y ambiental.

Según el ejecutivo, lo que se requiere en el futuro es cercano a los 3.500 MW, pero hoy hay menos de 1.500 en construcción. “Proyectos que recién se empiezan a construir hoy no van a estar antes de 2018. Hay proyectos que estaban aprobados y que no se están haciendo y que suman 5.000 MW. Se ve lejana la meta, pero debemos ser capaces de hacerlo”.
¿Liberalizar los terminales de gas?

El gerente general de Endesa Chile, Joaquín Galindo, señaló que los terminales de regasificación están abiertos a terceros, para aquellos que deseen utilizarlo y que además cuenten con gas natural de algún proveedor extranjero.

Por ello, en su visión, no existen barreras en este mercado.

“Nosotros contamos con una capacidad de regasificación. La usamos y la seguimos usando. Estamos de acuerdo con el aumento de capacidad que venga para el usuario que se comprometa con un contrato de largo plazo y que cuente con gas, y así lo pueda usar, como tampoco estamos en contra de que se instalen nuevos terminales de regasificación en el país”, señaló Joaquín Galindo.

Hace dos semanas, en su primera visita al Congreso, el ministro de Energía, Máximo Pacheco, dijo que uno de los puntos preocupantes de la realidad del mercado energético actual es la baja tasa de utilización de las centrales a gas natural que fueron construidas para aprovechar los envíos desde Argentina, pero que luego de los cortes de gas han bajado sustancialmente su uso. Según sus cálculos, apenas el 50% de la capacidad agregada de estas plantas a gas natural está en utilización. Por ello, añadió que tiene la convicción de que se hace necesario generar cambios en este mercado, buscando una fórmula que permita que esos terminales puedan ser usados por terceros que no sean los dueños de la infraestructura.

¿Sumar un socio al GNL Quintero? “Si alguien está dispuesto a poner dinero y a realizar la inversión, no habría inconveniente”, explicó el principal ejecutivo de la eléctrica controlada por la italiana Enel.
La idea de desmitificar las termoeléctricas

Hace algunos días, el ministro de Medioambiente, Pablo Badenier, fue claro: “Hay que desmitificar las centrales termoeléctricas”.

A lo que se refería Badenier es que las normas de emisión existentes permiten construir centrales a carbón o gas que no generen niveles elevados de contaminación y que sean compatibles con la vida normal de las comunidades.

”Nuestras normas de emisión son bastante eficientes. Comparado con otros países, la contaminación de nuestras centrales es mucho menor que los países de América Latina e incluso que algunos de la Unión Europea. Se puede observar el impacto que ha tenido la norma de emisiones, que es una baja importante sobre todo en el CO2. Esto ha costado US$1.100 millones para hacer más amigable el desarrollo de nuevas centrales termoeléctricas”, destaca Andrés Cerón.

Precisamente, la entrada de cerca de 1.000 MW a carbón permitió reducir las tarifas el año pasado.