enero 3, 2014 | Industria
(Diario Financiero) Aunque a nivel político y del mundo privado existe consenso en torno a la idea de aumentar el peso del gas natural licuado (GNL) en la matriz eléctrica local, que actualmente es de alrededor de 15% en promedio, el desarrollo de la infraestructura que requiere ese crecimiento parece no avanzar con el mismo ritmo.
La proyección es que al año 2023 el consumo de gas natural en Chile rondará los 25 millones de metros cúbicos diarios (MM m3/d), un aumento de 125% respecto de los casi 11 MM de m3/d que habría alcanzado el año pasado, según una estimación que hizo Goldman Sachs.
Así, en distintos sectores postulan que la mejor opción para sortear la crisis energética en el corto y mediano plazo es poner en marcha las centrales de gas que no cuentan con abastecimiento, además de aumentar la capacidad de aquellas donde esto es posible e, incluso, se apuesta por la construcción de unidades. Todo lo anterior, sustentado en el desarrollo que exhibe la industria del gas natural licuado (GNL), impulsada especialmente, por el shale gas en Estados Unidos.
“La disponibilidad de contratos de largo plazo de GNL a precios competitivos se vislumbra como una condición necesaria, pero no suficiente, para cubrir a costos razonables la demanda del SIC hasta el 2020”, es una de las ideas que un grupo de especialistas del sector eléctrico plasmó en el estudio donde la Confederación de la Producción y el Comercio (CPC) propone una agenda para destrabar e impulsar nuevas inversiones en generación de base.
Nuevo giro en GNLQ
Con todo, los avances son escasos. La capacidad actual de regasificación local alcanza a 15,5 MM de m3/d, y considerando los terminales de Quintero y Mejillones se elevará a 20,5 millones hacia octubre, cuando finalice la primera ampliación de la instalación. Ahora, al mirar los proyectos de GNL que están en carpeta, la capacidad de regasificación podría superar los 35 MM de m3/d.
De todo este potencial sólo una iniciativa muestra algún avance concreto: se trata de la planta de GNL de Quintero, donde además de estar en plena ampliación (de 10 a 15 MM de m3/d) sus dueños -Enagás/Omán Oil, Endesa Chile, Metrogas y Enap- analizan la opción de ampliar el giro del terminal añadiendo el servicio de transporte de GNL por mar a distintos puntos del país, usando barcos de menor capacidad.
Conocedores del tema comentaron que este modelo, denominado como “hub de GNL”, que también está siendo aplicado por GNL Mejillones, es una de las alternativas que se barajan para impulsar la segunda expansión de este complejo, que le permitirá alcanzar su plena capacidad de diseño (20 MM de m3/d), lo que requiere una inversión estimada en unos US$ 230 millones, superior a los US$ 30 millones de la primera, porque requiere construir un tercer estanque de almacenamiento en tierra además de instalar un nuevo vaporizador.
En lo que respecta a los otros proyectos operativos y en carpeta los avances son menores. GNL Mejillones, que hizo un proceso de open season para agregar nueva demanda que gatillara una ampliación de la planta, lo tuvo que posponer hasta 2017, esto debido a que la firma logró comprometer sólo el 50% de su capacidad actual de regasificación.
CAP en stand by
La realidad en los otros proyectos de regasificación no dista mucho de lo anterior.
El proyecto de Grupo CAP exhibe pocos avances respecto de lo que se anunció en mayo de 2012, pese a que la decisión de concretar esta iniciativa se esperaba para mayo pasado.
Conocedores del tema dicen que los estudios de la acerera estarían en stand by. Esto a la espera de que la nueva administración de la compañía, encabezada en la gerencia general por Fernando Reitich, decida si le dará un nuevo y mayor impulso a este plan que es una de las varias alternativas energéticas que barajan.
A esto se suma el retraso del proyecto flotante de Colbún y AES Gener, que no tiene fecha concreta para iniciar el trámite ambiental ni para oficializar el contrato con la noruega Höegh LNG, que construye el barco regasificador. Con todo, esta panta fue retrasada dos años, con una estimación de inicio de operaciones que pasó de 2015 a 2017.
En la misma línea, aunque por motivos del ámbito comercial las plantas proyectadas por las firmas locales GasAtacama y Australis Power tampoco muestran grandes avances.
La primera firma obtuvo el permiso ambiental del terminal en marzo de 2013 pero aún no inicia la construcción porque sigue buscando firmar contratos eléctricos y también está reclutando a otros potenciales consumidores de GNL para agregar demanda y buscar mejores condiciones de abastecimiento en Estados Unidos.
Australis Power, en tanto, retiró el proyecto Octopus de la evaluación ambiental a fin de efectuarle una serie de modificaciones, así como mejorar el proceso de participación y diálogo con las comunidades que han rechazado el proyecto.
enero 2, 2014 | Industria
(Diario Financiero) La participación de la energía térmica en la matriz de generación del Sistema Interconectado Central (SIC) alcanzó en 2013 su máximo histórico al representar el 60,6% de toda la generación de la principal red eléctrica del país, que entre Taltal y Chiloé abastece al 94% de la población nacional.
Según las estadísticas del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC), la alta participación termoeléctrica en el SIC hizo que la generación hidráulica representara el año pasado apenas un 38,4% del mix, con datos al 25 de diciembre. Este nivel es el más bajo del que se tenga registro, pues en 2012 la presencia del agua fue de 41,02% y en 2011 ésta fuente explicó el 44,56% de la producción eléctrica. Antes de ello el predominio hidroeléctrico era evidente, llegando a representar en los ‘90 sobre el 70% del mix del SIC.
De esta forma 2013 se inscribió como el cuarto ejercicio consecutivo de predominio de la componente térmica en la matriz del SIC. En 2010 este tipo de generación representó el 49,95% del total y se impuso por un estrecho margen a la hidroelectricidad que aportó el 49,30%, según consta en el anuario 2012 del CDEC. A partir de ese momento la distancia aumentó y en 2011 y 2012 la generación térmica fue de 54,73% y 58,18%, respectivamente.
“La operación del sistema ha cambiado notoriamente, afectada por condiciones de sequía muy inusuales décadas atrás. En efecto, tras cuatro años de una hidrología seca, el aporte térmico bordeará el 61% al cierre de 2013, comparado con el 35% que representó en 2003. A su vez, en este mismo periodo la energía producida con carbón se elevó de un 9% al actual 33%, porcentaje que en los próximos años se elevaría aún más, tras la puesta en servicio de nuevas centrales ahora en construcción”, dijo Sergio Zapata, analista de CorpResearch.
En la industria destacan que en paralelo a la sequía, el crecimiento del parque térmico y la dificultad para levantar nuevos proyectos ha reducido la presencia hidráulica y son otros elementos que influyen en esta nueva estructura de la matriz. La crisis del gas natural argentino, que obligó a instalar centrales a carbón, más baratas y rápidas de construir, así como unidades diesel para responder a la coyuntura particular de los años 2007 y 2008, también explica el predominio térmico actual.
Impacto en el mercado
En lo que respecta a la participación de las generadoras, al analizar los datos del CDEC -disponibles a noviembre- se observa que el año pasado Endesa Chile produjo el 37,9% de la electricidad del SIC. Más atrás, con un 19,8% y 16,2% del total respectivamente, le siguieron Colbún y AES Gener.
A partir de datos de la consultora Systep, también a noviembre, es posible establecer que con niveles oscilantes el brazo de generación de Enersis inyectó más energía al SIC de la que retiró, prácticamente durante todo el año. No sucedió lo mismo con las otras dos generadoras de mayor tamaño del sistema ya que a partir de marzo del año pasado Colbún figura con un retiro mayor a sus inyecciones, mientras que a AES Gener le pasó lo mismo durante cuatro de los once meses que recoge el reporte de Systep.
Mirar este escenario en términos comerciales requiere ponderar antecedentes como los niveles de contratación de las eléctricas, sus costos de producción y el nivel de los costos marginales, dijo Zapata.
“A Endesa no le conviene un costo marginal bajo porque reduce el margen que obtiene entre este ítem, al cual se valorizan las transferencias de energía entre las generadoras, y sus costos que en general son menores”, explicó el analista, quien también mencionó que esta empresa tiene una política comercial más conservadora, es decir, que compromete en contratos sólo la energía que puede generar en un escenario seco.
Agregó, que en el caso de Colbún, que aún no logra equilibrar sus compromisos con su generación eficiente, un escenario como el actual de bajos precio spot gracias a los deshielos le puede resultar conveniente comprar a costo marginal, mientras que AES Gener, por su estructura térmica y su política comercial, no debería presentar un descalce con su exposición al mercado spot.
diciembre 31, 2013 | Medio Ambiente
(Pulso) Una nueva amenaza judicial se instala sobre el complejo termoeléctrico a carbón Bocamina, de Endesa.
Un grupo de pescadores interpuso un nuevo recurso de protección contra la central, el que fue declarado admisible por la Corte de Apelaciones de Concepción. La denuncia pone en riesgo la operación de todo el complejo, pues a diferencia de la anterior presentación acogida hace algunos días por la Justicia -y que obligó a paralizar la central Bocamina II- esta vez el recurso es contra toda la unidad.
El cuestionamiento principal es la falta de un desulfurizador que filtre el abatimiento de dióxido de azufre y minimice sus emisiones a la atmósfera -en Bocamina I-, entre otros elementos, los que a juicio de los opositores genera un daño ambiental severo.
La primera unidad instalada por Endesa en Coronel posee una potencia instalada de 128 MW, que se suman a los 350 MW de Bocamina II. Además, esta última central mantiene un plan de ampliación que agregará 20 MW adicionales, por lo que el complejo entero alcanzará una potencia instalada total de 498 MW.
Nuevo EIA
Pero eso no es todo, en el escrito presentado al tribunal de alzada se enumera una serie de modificaciones implementadas en la central Bocamina I desde su inauguración en 1970. Estos cambios, a juicio de los demandantes, implicarían que el titular de la central haya tenido la obligación de presentar un estudio de impacto ambiental (EIA), cuestión que no ha hecho pues su construcción es anterior a la entrada en vigencia de la ley de Base del Medioambiente.
“El hecho de construir y operar el complejo termoeléctrico Bocamina, sin contar con ningún tipo de autorización ambiental implica una evidente vulneración de la normativa medioambiental y una clara contravención a lo ordenado por la Excelentísima Corte Suprema”, sostiene el escrito sometido a tramitación.
En el texto elaborado por el abogado ambientalista Lorenzo Soto, también se invocan una serie de garantías constitucionales que se verían vulneradas con el funcionamiento de la central.
“La operación de un proyecto sin contar con la respectiva RCA supone un privilegio a favor de la empresa recurrida y una discriminación arbitraria contra los recurrentes por cuanto explica que existen personas que no deben someter su accionar a la legislación nacional”, sostiene el líbelo.
De acuerdo a lo establecido por la Corte de Apelaciones, el titular del proyecto tiene un plazo de ocho días para que informe y haga sus descargos sobre la denuncia presentada.
Al cierre de esta edición, Endesa aún no había recibido la notificación del recurso. Sin embargo, fuentes de la misma empresa dijeron a PULSO, que “la compañía una vez notificada analizará la formulación del recurso y presentará los antecedentes dentro del plazo establecido por la Justicia”.
Cabe agregar que Endesa realizó recientemente sus descargos por las acusaciones contra Bocamina II, reconociendo que no cuenta con autorización ambiental para ella, pero que está en trámite.
diciembre 30, 2013 | Medio Ambiente
(El Mercurio) Nunca en los 70 años de Endesa un año había sido tan parecido a una pesadilla. La mayor eléctrica del país termina 2013 con problemas en cinco obras emblemáticas, que significan inversiones por US$6.581 millones, 4.480 megawatts (MW) de potencia y que permitirían a la compañía casi duplicar su actual capacidad instalada: Bocamina, Los Cóndores, Punta Alcalde, HidroAysén y Neltume.
«Endesa tiene más problemas porque es la más grande, pero todas las empresas eléctricas enfrentan desafíos similares y tienen las mismas dificultades para concretar sus inversiones», comenta la gerente general de Energética y ex titular de la Comisión Nacional de Energía (CNE), María Isabel González.
Ahora los dados están puestos en lo que haga el nuevo gobierno de Michelle Bachelet, donde -señalan profesionales del comando- solo una cosa está más o menos clara: HidroAysén no se hará como está.
Endesa posee 5.961 MW en Chile. Es la principal filial de Enersis, que a la vez es subsidiaria de la empresa española Endesa y esta de la italiana Enel. Es presidida por Jorge Rosenblut, ingeniero que tuvo puestos de responsabilidad en los primeros gobiernos de la Concertación y que tiene una amistad con la presidenta electa.
Pese a sus tropiezos en sus proyectos, Endesa sigue siendo una empresa rentable. En Chile su utilidad operacional subió 44% a septiembre de 2013, obteniendo US$ 340,47 millones. Eso se debe a que sus plantas históricas sustentan la energía de base. Hoy más de un 30% de su producción de electricidad proviene de centrales que fueron construidas cuando la empresa era estatal, algunas hace ya 65 años, como Abanico o El Toro.
Agricultores del Maule contra central Los Cóndores
Con una inversión de US$ 600 millones, la hidroeléctrica de pasada de 150 MW se enfrentó con la oposición de los agricultores del río Maule por el uso de las aguas que bajan desde la cordillera. Endesa había suscrito un protocolo de uso de este cauce con la Dirección de Obras Hidráulicas del Ministerio de Obras Públicas, pero tras las protestas de los canalistas del Maule este documento quedó en cero, explica el gerente general de Canal Maule, Jorge Lavín.
Así, Endesa no podrá usar las aguas de la Laguna del Maule en invierno, sino solo en la época estival, cuando los agricultores la necesitan, precisa este ejecutivo. Según Lavín, el 20 de diciembre de 2013, el MOP, por medio del subsecretario Lucas Palacios, le comunicó a Endesa que a partir de ahora el MOP establecerá las nuevas condiciones, no negociables y con las cuales la Endesa deberá modificar su proyecto si pretende continuar con su desarrollo.
«La idea es que la Dirección de Obras Hidráulicas tenga el 100% del control de las aguas de la laguna del Maule. En base a este escenario Endesa evaluará la factibilidad de realizar las modificaciones al proyecto para construir la Central Hidroeléctrica Los Cóndores. En caso contrario deberá desistir», dice Jorge Lavín.
Pero el gerente general de Endesa, Jorge Galindo, dice que no hay cambios, que seguirán usando las aguas como lo han hecho en los últimos 70 años.
Punta Alcalde y su fallo adverso
El mayor proyecto térmico del país está hoy en la Corte Suprema. Ya se sabe que por tres votos a favor y dos en contra, el máximo tribunal habría ratificado la decisión de la Corte de Apelaciones, frenando Punta Alcalde, un proyecto por 740 MW y casi US$ 2.000 millones de inversión. Sin embargo, abriría la opción de alzar esta suspensión si la empresa somete a consulta ciudadana la instalación de un filtro para mejorar la calidad del aire en la zona, lo que elevaría el costo de la iniciativa.
Bocamina II: todo el año paralizada
Esta central en Coronel es una ampliación de una planta a carbón puesta en servicio en 1970. Si bien se logró una autorización ambiental por 350 MW, la instalación puede generar hasta 370 MW. Por esos 20 MW adicionales la empresa solicitó un nuevo permiso ambiental.
En operación desde 2012, Bocamina II fue paralizada hace unos días por reclamos de los vecinos y pescadores de que emite contaminación, comenta Lorenzo Soto, representante de la comunidad. El 24 de diciembre pasado este abogado interpuso otro recurso de protección por Bocamina I. «Anticipamos que Bocamina II y Bocamina I estarán todo el año paralizadas, porque vamos a seguir con esta causa hasta el final», comenta Soto.
Además, la Superintendencia de Medio Ambiente inició un proceso sancionatorio contra la central.
Neltume, en consulta indígena
Es, como HidroAysén, casi una leyenda ingenieril. Desde los años 70 que esta central ubicada en Panguipulli aparece en los planes de la entonces Endesa estatal.
El proyecto actual tendría una capacidad instalada de 490 MW y costaría US$ 781 millones. Su tramitación empezó en 2010. A inicios de diciembre se pospuso su evaluación ambiental para completar la consulta indígena en el marco del Convenio 169 de la Organización Internacional del Trabajo (OIT).
Este proceso no es ni será fácil, comenta el abogado Lorenzo Soto. En la zona se organizó el Parlamento de Coz Coz -en alusión a los «parlamentos» o reuniones de paz entre españoles y mapuches- y es abiertamente contrario a la central. Tienen apoyo de organizaciones internacionales para ello, así como de algunos empresarios de la zona.
HidroAysén: Gobierno no daría el vamos
Si bien el megaproyecto HidroAysén tiene la autorización ambiental, está detenido. Colbún, del grupo Matte, definió que no seguiría con él hasta que hubiera una definición del Ejecutivo. En lo formal, está a la espera de que el Consejo de Ministros resuelva una serie de reclamaciones tanto de la empresa como de los detractores de la iniciativa.
Aunque el titular de la Secretaría General de la Presidencia, Cristián Larroulet, dijo que los ministros sesionarían antes de marzo, en La Moneda acotan que todo indica que eso no pasará. «El Consejo de Ministros no sesionará», comentan conocedores del proceso. «Al Presidente no le convence el proyecto», acotan. Y, señala un profesional que trabaja en Teatinos 120, «Piñera no hará nada que lo complique para una candidatura presidencial en 2017 e HidroAysén puede hacerlo».
HidroAysén contempla cinco centrales hidroeléctricas, dos en el río Baker y tres en el río Pascua, ubicadas en la XI Región de Chile. Con una superficie total de 5.910 hectáreas, que equivale al 0,05% de la Región de Aysén. El complejo hidroeléctrico aportará 2.750 MW al Sistema Interconectado Central (SIC).
diciembre 30, 2013 | Medio Ambiente
(El Mercurio) Admite que invertir en Chile es más difícil que en otros países, como Perú o Colombia. «Es complicadillo», dice el gerente general de Endesa Chile, Joaquín Galindo, que desde España, donde pasa las festividades -«hace un frío tremendo, propio de la época», comenta- repasa uno a uno los problemas de la eléctrica y delinea las soluciones, no siempre fáciles.
«Los proyectos siempre son complicados en todos los países, pero probablemente en los últimos tiempos en Chile hemos tenido más problemas de los que podíamos prever. Pero confío en la institucionalidad y en la seguridad jurídica de este país y estamos convencidos de que esas son trabas que en el camino se resolverán, si no en el cortísimo plazo, en el corto y mediano plazo».
Lo más inmediato: Bocamina II. Desde el 17 de diciembre la Corte de Apelaciones paralizó la central que ya llevaba un año operando y la Superintendencia de Medio Ambiente (SMA) estimó que la planta incurrió en infracciones. Además, este viernes se supo que Endesa reconoció cinco de nueve incumplimientos, pero dijo las infracciones se vinculan a las obras hechas por Tecnimont, el consorcio al cual la eléctrica demandó ante la Corte Internacional de Arbitraje por graves incumplimientos del contrato.
-¿Qué pasa si Bocamina II sigue parada todo el año?
«Tiene mucho efecto sobre el costo al cual se abastece la demanda del SIC. Pero eso dependerá de lo que resuelva la Corte de Apelaciones de Concepción sobre el fondo de recurso y esperamos que resuelva en breve plazo y que sea positivo».
-Enviaron la semana pasada el estudio ambiental de «Bocamina III». ¿Siguen pese a los problemas con Bocamina II?
«No hay tal Bocamina III. Hay una confusión, no sé si intencional o no. Lo explico: Bocamina II tiene licencia ambiental para operar a 350 megavatios desde 2007. Pero las centrales no son como los trajes de talla 50 o los zapatos 39, sino que cuando vimos que la central podía producir más potencia de la autorizada, hicimos dos cosas: un año antes de que entrara en operación comercial, iniciamos un proceso de declaración de impacto ambiental de regularización entre lo que decía la autorización ambiental y la capacidad real que tenía, para poder operar a 370 MW. La Corte Suprema dictaminó que para hacer esta regularización correspondía un Estudio de Impacto Ambiental y, por lo tanto, lo presentamos. Pero nos hemos limitado a los 350 MW desde que entró Bocamina II en operación en octubre de 2012 hasta ahora».
-¿Qué efectos ha tenido esto?
«Nosotros no hemos infringido en ningún momento el límite máximo autorizado de 350 MW ni hemos producido en ningún caso daño ambiental en Bocamina II».
Punta Alcalde: «Desde el punto de vista ambiental, no hay otro igual»
-En el caso de Punta Alcalde, el fallo de la Corte Suprema está en acuerdo y sería adverso para la empresa. ¿Qué van a hacer si les piden más inversiones y que sometan a evaluación ciudadana estos cambios en el proyecto?
«Sabemos que el fallo está en acuerdo, pero no sabemos si va a ser favorable para la empresa o no. Tenemos un proyecto de primer nivel desde el punto de vista ambiental, no hay otro igual en toda Latinoamérica, va más allá de la normativa y de cualquier reglamentación existente en Latinoamérica».
-¿Tienen espacio financiero para hacer más inversiones si se las piden? ¿Irán a consulta ciudadana por las nuevas obras?
«Nosotros implementaremos todas aquellas medidas que las autoridades, ya sea ejecutivas o judiciales, establezcan que son necesarias, de acuerdo con la ley, evidentemente. Y es nuestra intención, como siempre, informar del proyecto, las consecuencias que tiene y eliminar muchos miedos, que muchas veces son muy infundados y que obedecen a informaciones que son realizadas con un objetivo contrario al nuestro».
-¿Y si les rechazan el proyecto?
«Yo quiero pensar que no va a suceder eso».
-¿Con obras adicionales, se sustenta la inversión?
«Tendríamos que ver cuáles son las obras y su coste. Son temas que serán abordados en su momento. Pero no me pongo en ese plan, hemos hecho el proyecto con la mejor tecnología posible e imaginar medidas adicionales en estos momentos no puedo».
Los Cóndores: «El protocolo está vigente»
-El protocolo firmado con la dirección de Obras Hidráulicas del MOP para el proyecto hidroeléctrico Los Cóndores quedó en cero, dicen los agricultores del Maule. Si es así, ¿cómo van a operar esa central?
«El protocolo no quedó en cero, está totalmente vigente, lo único es que nos hemos abierto a modificar algún aspecto del protocolo a instancias del director de Obras Públicas y como un acto de buena voluntad de trabajar conjuntamente con los regantes. En un embalse que fue concebido para que coexistiera pacíficamente el riesgo y la producción de hidroelectricidad».
«Con la construcción de esta central no cambia absolutamente nada ni de los caudales ni del régimen ni de la distribución de esos caudales a lo largo del año de lo establecido en el convenio y que viene funcionando así desde el año 1947».
-Los agricultores dicen que la central vulnera ese convenio…
«Los Cóndores no toma más agua ni en una fecha distinta, lo hace exactamente igual como lo ha venido haciendo históricamente, en los mismos meses. Lo único que hace Los Cóndores es aprovechar un abrevadero natural que existe, un salto de 700 metros entre la Laguna del Maule y la central Los Cipreses, donde se desaprovecha toda la energía. Ese es un proyecto de eficiencia energética puro, porque no se usa más cantidad de agua, sino que impedimos que se desperdicien del orden de 25 metros cúbicos por segundo con una caída de 700 metros, ese es un desperdicio hidroeléctrico que no nos podemos permitir como país».
-¿Qué le responde a los agricultores que dicen que la Laguna del Maule no tiene suficiente agua para descargar hacia las centrales y tienen que embalsar y, al hacerlo, no habría caudal para hacer funcionar la central?
«No es efectivo. La construcción de la central Los Cóndores no cambia para nada, ni un punto, ni una coma, lo que ha sido la interpretación y el ejercicio del convenio existente entre la Dirección de Obras Hidráulicas y Endesa. Se van a tomar las mismas aguas y con la misma estacionalidad de lo que ha sido en los últimos 60 años».
-Entonces, ¿por qué, si no había cambio, los regantes reaccionaron con protestas y «tomándose» la Ruta 5?
«A mí me resulta difícil entenderlo, tienes que preguntárselo a ellos. Hemos accedido a participar en una mesa de trabajo presidida por el ministro de Agricultura, Luis Mayol, para intentar deshacer todo ese entuerto y aclarar ese malentendido. Y dejar tranquilos a los agricultores, que Endesa no va a tomar ni un litro más de agua ni en ninguna otra fecha de como se ha hecho hasta ahora».
-¿Le ha faltado agua a los agricultores del Maule?
«Hasta el día de hoy no ha habido ningún problema, no les ha faltado agua ni les va a faltar».
Las centrales del sur
-Neltume también está suspendido. ¿Cómo va?
«Hemos presentado la adenda cuatro al proyecto de generación como de transmisión, hemos suspendido la tramitación del proyecto en 60 días para aportar información adicional y estamos en proceso de participación ciudadana y consulta indígena».
-¿Creen que pueden tener la resolución ambiental en 2014?
«A mí me gustaría que así fuera. Es un gran proyecto para el país, de 490 megavatios, de mínimo impacto ambiental, muy eficiente y en un punto muy necesario para el Sistema Interconectado Central (SIC)».
-Si se aprueba en 2014, ¿cuándo operaría?
«Estaríamos hablando de entre 48 y 50 meses. Los proyectos hidroeléctricos son complejos en su diseño y construcción».
-¿Alcanza a entrar en la época más crítica del SIC?
«Para eso estamos trabajando, para poder sacarlo, vamos a explicarle a todo el mundo claramente los proyectos, hacerles ver que son de mínimo impacto y vamos a eliminar todos esos miedos».
-HidroAysén es el gran proyecto de Endesa. Sinceramente, ¿cree que lo alcanzará a ver materializado?
«¡Yo soy joven todavía! ¡Y me encantaría verlo materializado! HidroAysén va a depender del consenso político y de un proyecto país y como tal requiere de mucho consenso, pero confío en que lo podamos llevar adelante, porque este es un gran proyecto para Chile y para las empresas que estamos detrás».
-¿Estima que el gobierno debutante de Michelle Bachelet sí va a impulsar la hidroelectricidad y, con ello, HidroAysén?
«Le explicaremos el proyecto, las bondades que tiene y después el gobierno es autónomo de decidir. Nosotros, evidentemente, acataremos lo que decidan las instituciones del país».
-HidroAysén cuenta con los permisos. ¿Han analizado recurrir a Contraloría o hacer una demanda civil contra el Estado por no respetar la autorización?
«Últimamente tenemos noticias positivas de que el Consejo de Ministros se va a reunir. Y esperaremos a ver qué hacen el gobierno actual y el gobierno futuro».
-Y si el gobierno actual no convoca al Consejo de Ministros, ¿qué harán? ¿Reclaman o esperan al nuevo gobierno?
«Ya veremos. Cuando llegue el 11 de marzo y no se ha convocado el Consejo de Ministros… hasta último momento confío en que este gobierno convoque al Comité de Ministros».
