Dos meses lleva Andrés Rebolledo como ministro de Energía. El economista y ex director general de Relaciones Económicas Internacionales (Direcon) de la Cancillería, hasta el pasado 19 de octubre, comenta que estos 60 días han sido “intensos, también interesantes”.

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La autoridad se ha reunido ya con todos los actores de la industria, un proceso en el que recogió las inquietudes del sector frente al próximo hito que se viene: el 23 de enero próximo, el gobierno lanzará las nuevas bases de licitación de energía para clientes regulados de 3.800 GWh, contratos que en una primera etapa se adjudicarán a fines de octubre del próximo año.

Pero Rebolledo también llegó a la cartera con su propia agenda, y en ésta, un tema central es la interconexión regional. Su objetivo es tener listo para mediados del próximo año los hitos para fijar el cronograma de trabajo con Perú y avanzar en las tratativas con Argentina para definir un marco regulatorio que permita a ambos países hacer operaciones swap (ventas de energía entre ambos).

Dice que en sus conversaciones con las eléctricas, tras la licitación de agosto, recogió la inquietud de los operadores. ¿Qué les preocupa y cómo cree que eso se puede abordar?

Las dudas tienen relación con los precios que se dieron en el proceso. La inquietud principal (de la industria) es si estos valores podrán o no ser sostenibles en el tiempo y, en mi opinión, una forma de abordar el tema en las bases que se lanzarán en enero tiene que ver con introducir elementos, de tal forma de darles más sostenibilidad a los nuevos precios bajo la vía de mayores garantías.

¿Qué medidas incorporaron hacia adelante?

Una tiene que ver con asegurar el suministro. Por eso, lo que estamos haciendo es subir el valor de las boletas de garantías al doble del valor actual (UF 200). También, en alguna parte del proceso, se solicitará disponer de un informe de las clasificadoras de riesgo con detalle de las características técnicas de las empresas que compiten. Estos informes deberán dar cuenta de la fortaleza financiera de las compañías para poder cumplir con sus obligaciones y de esa manera asegurar que las empresas que participen en la licitación sean las que finalmente ejecuten los proyectos adjudicados. Otro cambio dice relación con recoger las especificidades que tiene el sistema eléctrico y para eso se incluirá un pequeño bloque estacional que involucra las energías hídricas, es decir, que recoja las especificidades durante el período de lluvia y nival.

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¿Duplicar el valor de las boletas de garantía tiene que ver con que el gobierno prevé riesgos de que los proyectos no se materialicen?

No es por esa razón que estamos incorporando estos elementos al proceso. La licitación anterior estaba destinada a proveer energía a partir de los años 2020-2021, por lo que muchos de esos contratos hoy están en proceso de buscar financiamiento y no en la fase de inicio de construcción. Por lo tanto, no estamos incorporando aquello, porque vemos un escenario de incerteza respecto de los proyectos de inversión, sino que lo decidimos porque tras el proceso de diálogo con la industria nos pareció que estos eran elementos que pueden perfeccionar el proceso.

Si el proceso de agosto se centró en bajar los precios, ¿la nueva licitación podría incentivar la necesidad de incorporar energía base?

Nosotros somos neutros respecto de las tecnologías que se presentan en la licitación. Ahora, en el nuevo proceso -que se adjudicará a partir de octubre- nos pareció importante incluir el bloque estacional, porque eso nos permitiría tener más diversificadas las fuentes. Desde nuestra perspectiva, al final el objetivo fundamental en el que estamos enfocados es que el resultado de las licitaciones otorguen seguridad y estabilidad al sistema y que, particularmente, podamos seguir con la senda de lograr energía más barata. Ese es el fundamento y el objetivo central en la licitación.

Y en ese nuevo proceso, ¿qué espacio real hay para obtener energía a precios más bajos de los que se dieron en la licitación anterior?

Habrá que ver el resultado del proceso. Los precios que logró el proceso regulado no son distintos a los que se están viendo en la esfera privada. Un ejemplo es lo que pasó con Biobío, donde un grupo de privados se juntó y rebajó el valor de sus contratos (US$ 50 el MWh). Tampoco son casos distintos a lo que pasa en otros países. En la región, de hecho, hemos visto noticias en ese plano en Argentina y México, donde los precios son cercanos a los que licitamos en agosto. Esos son los precios en los que estamos trabajando. La tarea principal para el gobierno es poder sostener esos precios y ojalá seguir rebajándolos.

Endesa y Gener han advertido una sobreoferta en el sistema y un estancamiento de la demanda que ya no hace necesario enfocarse en construir nuevas centrales. ¿Comparte eso?

Lo que veo es que la industria se está adecuando a esta nueva realidad. Incluso, vemos empresas que si bien han tenido un rol histórico en generación convencional, hoy están crecientemente incursionando en energías renovables no convencionales. Esa señal también la hemos recibido de muchas otras empresas que están caminando hacia ese tipo de proyectos. Mi lectura es que estamos en una transición, entendiendo, obviamente, que los países requieren seguridad de suministro. Ese es un tema relevante, más ahora, a propósito de la intermitencia de las energías eólicas y solares, las que también son parte del debate. Por eso, es relevante tener considerada la energía base en una ecuación más grande para darle estabilidad y seguridad al suministro eléctrico.

¿El gobierno se hará cargo de la intermitencia que tienen las energías renovables? ¿Habrá una señal sobre servicios complementarios, por ejemplo?

No en esta licitación. Esa es una agenda que hay que abordar, porque es un tema importante. Hoy día estamos en un proceso interesante para la creación de una nueva ley de distribución y en torno a esa discusión vamos a recoger estos elementos. Hay algunos reglamentos que se están trabajando también que recogen algunos elementos de este tema.

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¿No es riesgoso que el gobierno no tome ahora esas medidas que afectarán en 2020?

Estamos trabajando en el tema. Ahora, con una matriz que tiene una potencia solar y eólica que llegará en torno a 12% y seguirá creciendo, es inevitable que se abra un debate al respecto, pero en eso estamos trabajando.

¿Usted puede garantizar que en el futuro habrá seguridad en el suministro eléctrico?

Estamos trabajando para que así suceda. Este sector tiene sus particularidades, porque las decisiones son de mediano y largo plazo. Por tanto, hoy estamos haciendo lo que corresponde para asegurar el abastecimiento futuro.

¿Su gestión estará marcada por el proceso de interconexión regional?

Lo que quisiera impulsar de manera muy decidida es la interconexión energética internacional. Un caso es Argentina, donde tenemos en el norte una línea que cruza la frontera (Salta, Gener), tenemos una que va a cruzar pronto en la IV Región (Pascua Lama, Barrick) y tendremos en el futuro una adicional que esperamos sea parte de un hito, como es conectarse a través del futuro túnel Agua Negra (que une la IV Región con la provincia argentina de San Juan ). También, está la exportación de gas, que al igual que en 2016, es probable que en 2017 también se realice, pues se están llevando a cabo las últimas conversaciones. A eso se suma la opción de trabajar con Argentina una cosa mucho más sistémica, como es la configuración de un marco regulatorio para poder hacer swap energético para el mediano plazo.

¿En qué se basará ese marco regulatorio?

Lo que conversamos con el ministro de Energía argentino (Juan José Aranguren) es ver cuál es el marco regulatorio más propicio. La primera decisión es si se requiere un proyecto de ley o no, porque puede que no sea necesario, dado que Chile y Argentina tienen acuerdos comerciales que los vinculan. Al final, cuando vendo gas o electricidad se trata de comercio exterior, y el intercambio entre ambos países está normado, por ejemplo, en un acuerdo de inicios de los 90 o a través de la Aladi (Asociación Latinoamericana de Integración) y Mercosur. Tenemos que estudiar si cabe incorporarlo ahí, pues esos acuerdos están vigentes, por lo que no se requeriría entrar al Congreso con un proyecto de ley.

¿Y en el caso de la interconexión con Perú?

Tenemos el proyecto en curso de una interconexión, que en su primera etapa podría ser entre Tacna y Arica. Para eso, tenemos una instrucción de los presidentes Michelle Bachelet y Pedro Pablo Kuczynski para entregar un cronograma de trabajo los próximos meses.

¿Cuándo debieran entregarlo?

Estamos trabajando con el BID, de manera de actualizar un diagnóstico que ya existía y esperamos durante el primer semestre de 2017 tener precisión respecto de cuáles son los hitos de un cronograma para una interconexión y de los pasos a seguir para llegar a una etapa de inversión en ese plano.

¿Eso se podría materializar pasado el 2020?

Lo que quisiéramos dejar establecido en ese cronograma son los pasos y un deadline en el tiempo, de manera de dejar las señales para que los países e inversionistas puedan tomar decisiones en algún momento de 2017.

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Fuente:La Tercera 
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