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Claudio Seebach: “La línea Kimal-Lo Aguirre será gatillante del cierre anticipado del carbón”

enero 21, 2021

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El presidente ejecutivo de Generadoras de Chile analiza los desafíos de su segmento en 2021 y destaca que el sector pasó desapercibido en medio de la pandemia porque estuvo presente al seguir suministrando energía a la ciudadanía.

No fueron pocos los hitos que cumplió la generación eléctrica el 2020, partiendo porque marcaron la mayor participación de fuentes renovable desde 2006 y que, medido en volumen, fue récord para esas tecnologías. Por esto, para el presidente ejecutivo de Generadoras de Chile, Claudio Seebach, detenerse en lo que lo fue el año pasado marca la pauta del 2021.

En su análisis, destaca que al principio el desafío fue cómo pasar la pandemia sin hipotecar los años posteriores y mitigar sus efectos, pero al final del día “pasamos inadvertidos porque estuvimos presentes”, ya que pudieron asegurar el suministro de la ciudadanía, el empleo y la inversión.

Frente a lo que viene, Seebach relata que se empezará a trabajar en la planificación estratégica de largo plazo para pensar en el mercado y sistema eléctrico que se tendrá en un futuro renovable, está el desafío de seguir profundizando la posibilidad de medir y demostrar el aporte que se hace en los territorios donde se desarrollan los proyectos, y se tendrá que seguir trabajando en cómo el Estado y las empresas mejoran su trabajo modernizando sus procesos.

Pero junto con adelantar que este año comenzarán a operar una enorme cantidad de proyectos, también pone el acento en el camino que se aproxima cargado de elecciones políticas. “Uno de los pilares es cómo aseguramos este desarrollo sostenible que está mostrando el sector eléctrico, podamos preservarlo en los programas de gobierno y en la dimensión constitucional”, dice.

– ¿Cómo evalúa las regulaciones que se han impulsado desde la crisis social a la fecha y cuáles les preocupan en 2021?

– En términos más estratégicos, hay dos grandes proyectos que pueden marcar el futuro del sector. Uno tiene que ver con la reforma a la distribución, cuyo primer pilar que está en el Congreso es la portabilidad eléctrica, que busca liberalizar la prohibición para los clientes que hoy están cautivos en cada zona de distribución. El segundo es la ley marco de cambio climático, que viene a establecer condiciones de mitigación y adaptación para distintos sectores productivos.

Es súper relevante en la trayectoria de carbono neutralidad que estamos comprometidos como país y como industria, contar con una ley marco de cambio climático potente que permita hacer un mejor uso de la electricidad al servicio de la mitigación y también a la adaptación, porque esta última siempre es como un poco el hermano pobre en la discusión climática. Esos son los dos grandes procesos estratégicos de largo plazo legislativos en los cuales estamos involucrados.

– Considerando que éste será será un año de mucha contingencia política y será difícil avanzar en temas específicos como esos, ¿qué otros temas son prioritarios?

– Si bien somos el gremio de las empresas que generan electricidad, hemos puesto el uso de la electricidad como uno de los propósitos de la Asociación. Nos interesa que esto avance y avance a una discusión que permita un mejor uso de la electricidad. Cuando digo eso, no implica necesariamente el proyecto de ley solo de portabilidad. Estoy hablando de avanzar a una agenda de uso de calefacción sostenible y ahí ya partimos el año pasado con un mecanismo de licitaciones en paquetes de suministro de energía eléctrica para sustitución de calefacción a leña. Eso, que no está vinculado a la agenda legislativa, se puede seguir profundizando este año e irá dando luces también de cómo operan ciertos mecanismos de portabilidad.

Y otro ejemplo es la mejora de calidad de servicio. Hay una norma técnica de calidad de servicio a nivel de distribuidoras. Poco podemos prometer un futuro eléctrico sin que la calidad de servicio efectivamente mejore. Es importante hablar sobre eso. Y calidad de servicio implica también necesariamente la digitalización de la red. Entonces, todo eso son combinaciones regulatorias, no son necesariamente sólo legislativas.

– Pero en lo que se refiere netamente al Congreso, ¿ven que la agenda se puede entorpecer considerando que ahora tenemos un biministro con dos carteras y sus respectivas prioridades?

– Es difícil evaluar eso. Lo que se busca como gremio es estar presentes y ser parte de aportar con conocimiento, con experiencia de la industria, y los tiempos legislativos son una interrogante. Eso sí, el hecho que haya un biministro de Minería y Energía es una oportunidad interesante porque obviamente la minería dentro del curso de la electricidad es muy relevante. Más que una pérdida de un ministro, es una ganancia de un ministro en dos sectores que tienen una afinidad súper relevante.

– El mecanismo de estabilización de precios que permitió evitar alzas en las cuentas de la luz sigue generando dudas entre los expertos respecto de cuánto tiempo durará. ¿Creen que se puede agotar antes de tiempo? ¿Se tiene que adelantar una discusión para considerar un plan alternativo en el caso que esto se acabe antes?

– Nosotros, y ahí podemos agradecerle al contexto internacional y el precio del dólar, visualizamos que esto -por ahora- no es un tema que nos vaya a ocupar finalmente. Por lo tanto, de haber estado en un momento de mayor preocupación por la escala ascendente, hoy estamos bastantes convencidos de que al final del 2021 será un tema que no pasará. Lo que pasará es que, en caso de que algo se gatille, ya será muy en el margen. Entonces, creemos que hemos podido lograr los objetivos por los cuales se trazó el mecanismo. Y luego, sobre todo porque ya empezaron este año a entrar contratos más baratos de renovables, permitir amortiguar eso y finalmente empezar a recuperar el diferencial. Estamos tranquilos, pendientes, monitoreando, pero creemos que respecto de los objetivos trazados inicialmente, gracias a la caída del precio del dólar, deberíamos estar razonablemente bien.

– Independiente del escenario actual, ¿hay alguna conversación con el Ministerio de Energía sobre qué hacer en caso de algún cambio de último minuto?

– No, en algún momento hubo alguna intención, pero finalmente analizamos los números con más detalle, vimos efectivamente cuáles eran los plazos y creemos que efectivamente por ahora no es necesario innovar en ninguna discusión. Distinto hubiese sido el escenario si es que hubiésemos tenido una carrera ascendente aún mayor.

– Habían generadoras que estaban recurriendo al BID y que estaban colocando esta deuda en el mercado. ¿Finalmente se terminaron esas negociaciones con el BID?

– Eso entró netamente en el terreno súper comercial propio de cada empresa. Nosotros apoyamos como gremio. Primero, en las aperturas a las conversaciones con el BID, luego contribuimos en dar ciertas certezas regulatorias respecto de los tratamientos impositivos de los saldos, y después terminamos el 2020 viendo algunos temas regulatorios respecto de la identificación de los saldos en los decretos. Sin embargo, ya toda la parte comercial estaba súper avanzada y cerrada. A mí entender, en buena parte de los casos, está cerrado.¿

– ¿No se convirtió en un problema finalmente para las pequeñas generadoras que temían quedar ahogadas con el mecanismo?

– Como nosotros representamos a una diversidad muy variada de asociados, nos preocupamos de procurar siempre que esto sea una solución ecuánime para toda la industria. Al final, el foco cambió obviamente a pesar del chaparrón de la pandemia, recursos a mantener las inversiones y lo que hemos visto es que hemos seguido en la senda de inversión. Nuestras empresas socias, al menos todo el año pasado, han pasado un año tremendamente difícil, pero dentro de todo, fue un año 2020 donde se pudo, hubo que probablemente ir muchas veces a revisitar, renegociar, pero al final hemos mantenido la demanda y ha habido la posibilidad de seguir invirtiendo. Entonces, creo que no, hemos logrado apretar los dientes e ir viendo la luz y que esto va a implicar sobre todo una reactivación.

– ¿Cuál es la evaluación que hacen del reglamento que resultó finalmente del Estado de Reserva Estratégica?

– Es un reglamento que trabajó la CNE, no participamos directamente como gremio. Somos un gremio donde tenemos una gran diversidad de representados y sólo cuatro de nuestras empresas socias tienen generación a carbón. Eso finalmente ha sido una decisión combinada entre las empresas y los requerimientos del Coordinador. Pero diría que, como práctica regulatoria, pasó por todos los procesos de práctica regulatoria, de evaluación y finalmente como muchas otras cosas al sistema eléctrico hay que precisamente mirarlo como un sistema.

– Hubo críticas por parte de pequeños generadores que advierten una cancha dispareja. ¿Cómo lo ven?

– Somos un gremio que representa a todo el espectro del sistema. Entendemos, y lo hemos visto también dentro de nuestros propios asociados, que hay diversas opiniones. Lo que representa ese gremio es una de las distintas opiniones que hemos escuchado, las escuchamos previamente también al interior de nuestro gremio, y por lo mismo también tenemos dentro de nuestros asociados posiciones divergentes sobre el mecanismo.

Pero insisto, es parte de, las cosas hay que mirarlas como un sistema. No puedo como gremio, como representante de la diversidad y el espectro que tenemos, hacer un juicio de valor sobre eso, porque precisamente tenemos diversidad de opiniones, lo cual es enriquecedor. Sí hay gremios que son más de un foco específico, tecnológico o de un segmento, esas mismas empresas son muchas veces socias nuestras y tienen esa diversidad de visión sobre el mecanismo.

– ¿Pero son opiniones aisladas o de alguna forma representan un sentir relevante de crítica al ERE?

– Difícil saberlo. Creo que hay que preguntarle al que hizo el ERE, la CNE, que ellos probablemente han tenido un mejor pulso respecto de qué comentarios recibió el mecanismo. Me quedaría con lo relevante que es la posibilidad de ir retirando carbón del sistema.

– ¿Y se puede seguir adelantando esta descarbonización como algunas empresas ya lo han hecho con algunas de sus unidades?

– Han ido corriendo un par de hitos. En primer lugar, recordemos que muchas empresas tienen o tenían sus centrales a carbón contratadas a ciertas empresas y las empresas han ido renegociando contrataciones. Pero también está la condición sistémica, eléctrica, de seguridad, y esa condición ya no depende tanto de la empresa como depende del sistema eléctrico. Entonces, la restricción que uno ve es que no depende de la generación sino que mucho más de la capacidad de acelerar un plan de transmisión donde el gran desafío es la línea Kimal-Lo Aguirre, la línea de Antofagasta a Santiago en corriente continua. Será la inversión gatillante de un cierre anticipado del carbón, anticipado, digo, en la década del 2030, en la medida que esa línea de transmisión empiece a operar.

Por lo tanto, condición necesaria para acelerar o adelantar un plan pasa por industrias como la transmisión o la incorporación de soluciones de flexibilidad, tanto del Coordinador como de tecnologías, pero por sobre todo la capacidad de transmisión.

En vista de la creciente y masiva penetración de energía renovable variable se necesita contar con señales claras que incentiven de mayor manera la inversión y operación en productos que entreguen flexibilidad al sistema eléctrico.

– ¿Cómo están proyectando la presencia que tendrá el hidrógeno verde a futuro?

– El hidrógeno verde tiene que ver obviamente con las metas de caída de costos. Todo esto es música si es que los costos de la electrólisis efectivamente no se producen. Ya ganamos la batalla por así decirlo de los costos renovables y ahora es perseverar en integración a la matriz. Pero la gran batalla o la gran oportunidad será aprovechar esa enorme riqueza y ese volumen de energía que tenemos para, aprovechando la caída de los costos de la electrólisis, dar vuelta la torta por así decirlo, dejar de ser importador neto de energía a empezar a empaquetar energía eléctrica renovable en energéticos exportables.

Fuente: DF

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