Esto, porque los participantes coincidieron en que las necesidades energéticas a 2020 están en general resueltas con los proyectos hidroeléctricos y a carbón en curso o anunciados por las diversas compañías. Ante esta brecha, el titular de la Comisión Nacional de Energía (CNE) afirmó que el Gobierno se encuentra trabajando en todas las líneas posibles para resolver este tema, entre las que se cuentan la eficiencia energética, las energías renovables (ERNC), las fuentes convencionales y, por supuesto, el tema que se robó la mayor atención del evento: la opción nuclear.
Un diagnóstico similar de la situación realizó el ex ministro de Energía Jorge Rodríguez Grossi, quien afirmó que lo más "irresponsable" que le podría pasar al país es no realizar los estudios correspondientes para afrontar la situación a contar de 2020, entre las que está la nucleoelectricidad. El ex secretario de Estado también advirtió que es necesario que se contemple la variable costo en el debate.
En la misma línea respecto de la futura matriz se mostró el ex secretario ejecutivo de la CNE y actual socio de Synex Sebastián Bernstein. Para el consultor, después de 2020 surgirán requerimientos por 10 mil MW y habrá recursos hídricos no superiores a tres mil MW, y ERNC no mayor a dos mil MW.
¿De dónde provendrá lo demás? Carbón o energía nuclear, analizó. La opinión disidente del evento provino de parte de Sara Larraín, la directora ejecutiva de Chile Sustentable, quien resaltó los problemas que hay en torno a la energía nuclear, la caída en las reservas del uranio de mayor calidad y las ventajas en este escenario de las ERNC.
Entre los asistentes al seminario destacaban importantes figuras del sector eléctrico. Antonio Antoñanzas (gerente de Enersis), Jorge Marín (presidente de CGE) y Felipe Cerón (gerente de AES Gener) escucharon atentos a todos los expositores, entre los que también estuvieron Jorge Zanelli (asesor presidencial para la opción nuclear), David Jones (de la eléctrica norteamericana Duke Energy), Julio Vergara (Universidad Católica), Wendell Holland (comisión de servicios públicos de Pensilvania) y Karen Cyr (de la comisión reguladora nuclear de EE.UU.).
En la ocasión, Antoñanzas afirmó que Enersis no descarta una eventual participación en el área nuclear en caso de que el país así lo decida, y que esta posibilidad está acorde al compromiso que surge en la firma al ser responsables del 50% de la generación del país. En tanto, Cerón (de Gener) destacó que el país aún puede crecer en generación a carbón, situación resaltada por Holland, de Pensilvania.
EL 68% DE FUTURAS HIDROELéCTRICAS ESTARá EN O’HIGGINS Y AISéN
El reinado que hoy ostentan las regiones del Maule (VII) y el Biobío (VIII) en cuanto a obras hidroeléctricas se refiere, cambiará radicalmente cuando finalicen las actuales obras en construcción en la materia y se concreten todos los proyectos en trámite ambiental o anunciados por las eléctricas.
Actualmente en el Sistema Interconectado Central (SIC) existen poco más de 4.700 MW de capacidad hídrica instalada, 76% de las cuales se encuentran entre la Séptima y la Octava Región. Para la futura matriz, sin embargo, se espera que se agreguen unos 7.000 MW. Estos proyectos elevarían a la Región de Aisén como la principal zona productora de hidroelectricidad, y de la mano de los megaproyectos HidroAysén (2.750 MW) y Energía Austral (1.016 MW) la zona concentraría casi un tercio de oferta hídrica. A la vez, estos nuevos proyectos no sólo resaltarán a la Patagonia del país.
En la Región de O’Higgins actualmente se llevan a cabo proyectos por más de 1.000 MW, destacando los de la australiana PacificHydro (Alto Cachapoal, 555 MW) y los casi 400 MW que la misma empresa prevé junto a la noruega SN Power en el valle del Tinguiririca. Estas iniciativas dejarían a esta zona como la tercera en relevancia nacional, acaparando más del 13% de la futura capacidad. Cabe destacar que el 100% de las centrales que se proyectan en esta región serán de pasada, o sea, no requerirán la construcción de embalses. Pero estos cambios no restarán importancia a la Región de Biobío.
La zona, pese a poseer escasos 300 MW en carpeta, tiene un potencial adicional cercano a los 1.500 MW, por lo cual aún existe un importante margen para seguir creciendo. Cabe destacar que estos proyectos más que duplicarían la capacidad hidroeléctrica. Uno de cada cinco proyectos de generación eléctrica en tramitación ambiental presenta algún grado de retraso, según cifras del indicador de cumplimientos de plazos de la propia Comisión Nacional de Medio Ambiente, que debe visar todos los proyectos que ingresan un Estudio de Impacto Ambiental (EIA) o bien una Declaración de Impacto Ambiental (DIA).
Si bien el plazo para resolver respecto de una DIA es de 60 jornadas, el promedio en el sector energético es de 62, es decir, existe una demora, promedio, de dos días de los proyectos que hoy son tramitados. Esto, no obstante, es bajo en comparación con otros sectores como la Infraestructura de Transporte, en que el 55% de las iniciativas de inversión está con algún grado de retraso, o del área Equipamiento, donde la mitad de los proyectos presenta demora.
La Conama ha explicado que los mayores plazos obedecen a varias razones. Entre ellas, que son muchas las entidades que tienen injerencia en el proceso de revisión de una iniciativa, y también lo es el hecho de que las propias empresas, a veces, solicitan ampliaciones de plazo para poder dar respuestas concretas a las preguntas hechas por los diferentes servicios y las comunidades. La central de pasada Casualidad, con 168 días de tramitación (sobre 60 máximo), La Paloma (158 días) y la central Los Guindos son las más postergadas en la obtención de los permisos.
