Andrés Romero: “Apoyamos completamente el desarrollo de una central como Alto Maipo y de todas las centrales en construcción”

Por Valeria Ibarra.

Andrés Romero, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía:

Autoridad prevé que el sector nuevamente liderará la inversión en el país y anticipa una baja en la cantidad de energía a licitar en el próximo concurso, por la menor demanda eléctrica.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) es la entidad técnica más importante en la política eléctrica del país, donde se definen parámetros que guían la inversión en el sector. Desde esa posición, el titular de ese organismo, Andrés Romero Celedón, sostiene que como Gobierno trabajarán para que la actividad energética siga liderando las inversiones en el país y que los precios de la luz continúen bajando. Desde ya anticipa que en 2017 el esfuerzo regulatorio se centrará en crear un mercado de servicios complementarios que consolide el ingreso de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) a la matriz y anuncia que probablemente se reduzca en 10% a 20% la cantidad de energía que se licitará a fines de año.

-Ni AES Gener ni Enel Chile ven grandes proyectos para los próximos años. ¿Los habrá o no?

“Entre los proyectos que ya existen, los que están en construcción y los que se han adjudicado en las licitaciones, hoy se ve con relativa holgura en el sistema para el mediano plazo. En el plan de obras que proyecta la CNE cada seis meses, no se proyecta una gran expansión en el parque de generación”.

“En todo caso, es altamente probable para los próximos años que sigamos con una expansión dinámica de los proyectos de ERNC, especialmente en energía solar y eólica. Los estudios de los CDEC (que coordinan los despachos de las centrales a la red eléctrica) como de la CNE establecen que con el actual parque generador y las actuales condiciones de operación técnica, el sistema aguanta perfectamente un 30% de inyecciones de ERNC, es decir, unos 13.000 MW adicionales”.

-¿Cómo evolucionará la demanda eléctrica en 2017?

“En 2015 y 2016 hemos tenido una demanda eléctrica, de clientes regulados y libres, menor a la proyectada. Las proyecciones que vemos tanto en clientes libres como regulados es que debiéramos crecer en torno a 3% – 3,5% como promedio de los próximos 10 años”.

-El Gobierno tiene por meta que al 2050 el 70% de la energía sea renovable. ¿Cómo se logra eso si hay pocos proyectos hidroeléctricos?

“No tenemos una definición a priori respecto del desarrollo tecnológico. Nuestro objetivo de 70% de renovables se puede suplir con hidroelectricidad, con viento, con sol, geotermia e incluso energía mareomotriz en unas décadas más. Ahora, hace poco los especialistas de Bloomberg nos dijeron que las proyecciones son que Chile tenga un 85% de energías renovables hacia el año 2050”.

-En ese marco, ¿tiene futuro la hidroelectricidad en la matriz chilena o no?

“La hidroelectricidad no solo tiene futuro, sino que tiene realidad. Tenemos que aprovechar la abundante agua de que disponemos, tanto en centrales de pasada como en centrales de embalse. Hay espacio hoy y en el futuro para el desarrollo hidroeléctrico”.

-¿Y en Aysén y, específicamente, HidroAysén?

“Insisto: no tenemos como autoridad una predefinición respecto a los proyectos. Lo que sí me gustaría aclarar es que HidroAysén no es la única opción. Este país tiene un potencial suficiente de agua, viento, sol, mar, geotermia, biomasa, para que el 70% de nuestra energía sea renovable”.

-¿Qué tan clave es Alto Maipo?

“Una de las fortalezas de nuestro sistema es que no depende de un único proyecto eléctrico. Esa situación que antes se planteaba de que si no se hace Castilla o HidroAysén quedábamos a oscuras, ha sido superada por nuestro sistema eléctrico. Con el nivel de desarrollo que estamos teniendo, nadie podría afirmar hoy que dependemos de un único proyecto. Sin lugar a dudas, no dependemos de Alto Maipo ni de ningún otro proyecto en particular”.

“Dejamos de ser ese país en que era un proyecto o nada, era una interconexión con Perú, Bolivia o Argentina o nos quedábamos a oscuras. La fortaleza de nuestro desarrollo eléctrico es que no dependemos de un país, ni de un proyecto”.

-Dada la oposición a Alto Maipo. ¿Ha habido presiones para detenerlo?

“Si hay algo distinto que ha pasado en estos casi tres años de gobierno, es que no ha habido telefonazos en el sector energético y, muy por el contrario, lo que hay es un apoyo completo de parte de la autoridad para el desarrollo de los proyectos. Este apoyo ha sido para Alto Maipo, como para la más pequeña central solar o los proyectos de transmisión. La autoridad está muy comprometida con que la institucionalidad funcione y los proyectos se desarrollen. Para nosotros es muy importante que los proyectos que están en construcción se concreten. Si bien el sistema eléctrico no depende de un único proyecto como Alto Maipo, quiero ser tajante: nosotros apoyamos completamente el desarrollo de una central como Alto Maipo y de todas las centrales que están en construcción porque tienen sus permisos y aportan a un desarrollo diversificado de la matriz eléctrica chilena”.

-¿Qué rol tendrán el carbón y el gas natural en la matriz?

“Como reguladores no discriminamos por tecnología, buscamos eficiencia económica, la que hoy la aportan las fuentes renovables, como la solar y la eólica, y la que sigue en competencia por precio es el gas natural. De acuerdo a la última licitación, tanto el carbón como los proyectos hidroeléctricos están quedando fuera de competencia por precio, no por oposición de comunidades o discriminación tecnológica de la autoridad”.

Ajuste de 10% a 20% en la energía a licitar

La próxima licitación, cuya apertura de ofertas se prevé para octubre de 2017, ha generado expectación por la menor demanda. “Lo más probable es que tengamos que hacer un ajuste, a la baja, en la cantidad de energía que estamos licitando”, admite Romero.

-Colbún planteó postergar la licitación. ¿Es factible hacerlo?

“El punto que plantean tiene una limitación legal: la ley obliga a tener, con cinco años de anticipación, contratada la demanda proyectada para ese período. Es muy poco probable que no tengamos que licitar nada, es más probable que sí tengamos que hacer una licitación”.

-¿Y cuánto será el ajuste?

“Podríamos estar hablando de un 10% a 20% (de ajuste a la baja en la cantidad a licitar), es difícil que sea más”.

-La próxima licitación, ¿convocará a tantos actores como la de 2016?

“Estamos seguros de eso. Vamos a hacer un road show a China, Australia y Canadá para seguir incorporando nuevos actores. Hay hambre por invertir en el sector energético, que será por segundo año consecutivo el sector con mayor inversión en nuestro país”.

“Interconexión bajó tarifas entre US$ 10 a US$ 20″Uno de los hitos de 2017 en materia eléctrica será la interconexión de los sistemas eléctricos del Norte Grande (SING) y Central (SIC), que desde fines de 2017 serán una sola red desde Arica a Chiloé. Romero destaca que en la última adjudicación de energía se vio que “la interconexión ya bajó las tarifas entre US$ 10 a US$ 20 por MW/h”. Y es que con una única red, “un actor que está en el norte les puede ofrecer su energía a los industriales del Biobío y un actor del sur les puede ofrecer su energía a las mineras del norte”, destaca.

Este cambio junto a otras políticas hacen que las tarifas se perfilen bajas. “Chile debiera estar en torno a los US$ 50 el MW/h (como precio), lo que es una tremenda palanca para la productividad de nuestro país”, afirma el titular de la CNE.

Andrés Romero explica que no se proyecta interconectar todo el país en una sola red, uniendo a Aysén y Magallanes. “No vemos en el mediano plazo una interconexión de los sistemas de Aysén y Magallanes, porque es más costo-eficiente mantenerlos separados”. En cuanto a cómo garantizar que los precios más bajos de la luz lleguen a esas zonas, en particular a Aysén, señala: “Lo que estamos viendo es que se puedan potenciar estos sistemas con sus recursos propios y una mayor diversificación de las fuentes energéticas. En el caso de Aysén, que se aproveche de mejor manera su potencial hídrico y eólico, y en el caso de Magallanes, su gas y su viento”.

Por otro lado, la integración del SING y el SIC implicó un cambio en el gobierno corporativo del CDEC (entidad que coordina el despacho de las distintas centrales) que ha despertado suspicacias en el sector eléctrico. Romero acota que “el nuevo CDEC es una corporación autónoma de derecho público, no es estatal y su carácter público se da porque fue creado por ley”.

Agrega que el directorio de esta entidad garantiza independencia política y de la industria. “La gran ganancia que ha tenido el sistema es que dejamos de tener un coordinador en que en su gobierno corporativo estaban las empresas, porque eso era una mala señal para los (nuevos actores) entrantes y había un cuestionamiento permanente a la verdadera independencia del CDEC de las empresas”, acota.

Autoridad normará servicios complementariosUno de los focos regulatorios de este año será crear un mercado de servicios complementarios. Estos se generan por la frecuencia y la masividad de las inyecciones de ERNC. Andrés Romero explica que van a licitar “un servicio de toma de carga rápida, por ejemplo, para que cuando el sol se ponga se suministre rápidamente esta energía (faltante) y ese será un nuevo negocio para las compañías de generación”. Otro servicio complementario posible es el almacenamiento de energía, añade.

-¿Un mercado de servicios complementarios se hará con una ley, como piden algunas empresas?

“La ley ya existe, nos falta trabajar en el reglamento y eso se hará en 2017. El mercado de servicios complementarios será para generadoras actuales, nuevas o incluso operadores de transmisión”.

-¿Qué modelo han mirado?

“Estamos haciendo el benchmark internacional, pero esta idea surgió de una visita que realizamos en 2015 a España, Alemania y Dinamarca”.

“Los daneses nos decían que a veces producían el 95% de su energía con viento, pero eso lo podían hacer porque cuando bajaba el viento, los alemanes los suplían con energía”.