(La Tercera) HidroAysén enfrenta momentos cruciales, en la antesala del pronunciamiento del Comité de Ministros, citado para el próximo martes 10. A la espera de la resolución que zanjará el futuro del megaproyecto, los socios detrás del mayor complejo hidroeléctrico del país, las generadoras Endesa (51%) y Colbún (49%), están trabajando sigilosamente en preparar su estrategia para enfrentar el que será el veredicto final del gobierno de Michelle Bachelet, además de evaluar las alternativas que permitan viabilizar la emblemática iniciativa, en la cual ya han invertido US$ 320 millones. De esa manera, en el cuartel general de HidroAysén, en calle Miraflores, la plana ejecutiva está diseñando el Plan B para que el complejo eléctrico llegue finalmente a buen puerto.
Con casi una década en planificación, HidroAysén contempla la construcción de cinco centrales en los ríos Baker y Pascua, en la XI Región, para tener 2.750 megawatts (MW) de potencia instalada. La construcción de las plantas costaría unos US$ 5.000 millones, a lo que se agrega el valor de la línea de transmisión, calculada en US$ 4.000 millones.
El Comité de Ministros -integrado por los titulares de Minería, Agricultura, Medio Ambiente, Salud, Economía y Energía- deberá resolver 35 reclamaciones que se presentaron a la Resolución de Calificación Ambiental (RCA), otorgada en mayo de 2011 por la Corema de Aysén y que es lo que tiene detenido el proyecto.
¿Qué podría determinar el grupo interministerial? En los últimos 60 días, los equipos legales de HidroAysén se han encargado de anticipar los escenarios posibles. Al interior de la compañía afirman que es altamente probable que los ministros resuelvan que el proyecto, tal como está, es inviable.
En la firma trabajan dos líneas argumentales que tendría la resolución del comité, matices no menores que definirán el curso de acción que seguirá HidroAysén.
Al Tribunal Ambiental
La primera alternativa que se baraja al interior de la sociedad es que el Comité de Ministros revoque la RCA del proyecto. Para HidroAysén, se trataría del peor escenario, reconocen ejecutivos ligados a los accionistas. En ese caso, la compañía, lejos de desistirse del proyecto, defenderá con fuerza la vigencia y validez de su autorización ambiental, “adoptada por la Comisión de Evaluación Ambiental de Aysén en 2011, posteriormente confirmada por la Corte de Apelaciones de Puerto Montt el mismo año y ratificada por la Corte Suprema también en 2011”, afirman las mismas fuentes.
Por lo mismo, el consorcio ya decidió que la defensa de la RCA se hará presentando un recurso en contra de la decisión del Comité de Ministros ante el Tercer Tribunal Ambiental, con sede en Valdivia. Ese es el órgano encargado de resolver las controversias medioambientales que se producen en las regiones del Biobío, La Araucanía, Los Ríos, Los Lagos, Aysén y Magallanes.
La empresa argumenta que no existen elementos técnicos para caducar la RCA. Es más, recuerdan que fue la primera administración de Bachelet la que, en 2008, “admitió a tramitación ambiental el proyecto, dándole validez, a través de la institucionalidad ambiental, al desarrollo de proyectos en la Patagonia”. En la firma estiman que el Tribunal Ambiental podría resolver el recurso en un plazo de entre cuatro y seis meses.
Reformular el proyecto
Una segunda opción que ha sido analizada por el equipo de asesores técnicos y legales de HidroAysén es que el Comité de Ministros, sin caducar la RCA, disponga condiciones para llevar adelante el proyecto.
En ese escenario, los socios están disponibles para rediseñar y reformular parte del proyecto. En concreto, lo que se ha venido discutiendo es la eliminación de una de las cinco centrales, la Baker 2, “que tiene condiciones ambientales más complejas”, admiten ejecutivos vinculados a la sociedad. Se trata de una central que aporta comparativamente poco a HidroAysén (representa sólo un 14% de la potencia total) y que, en cambio, comprende una zona de inundación más amplia que el resto de las centrales (equivale al 60% del proyecto completo). Si esta opción se concretara, el complejo podría quedar como un proyecto con buena parte de su potencia original y, al mismo tiempo, con menor impacto ambiental.
En lo que respecta al plano económico, los cálculos preliminares también indican que HidroAysén es viable con cuatro centrales, aunque se encarecería un poco la energía a quien la compre. “Es factible con un precio de US$ 120 por MWh. Con el proyecto actual se trabaja con un valor de US$ 97 MWh”, explican fuentes vinculadas a la eléctrica.
Tercer socio
Las distintas alternativas que tienen sobre la mesa Endesa y Colbún para un nuevo plan de desarrollo para HidroAysén no sólo consideran replantear aspectos técnicos. También están abiertos a realizar modificaciones a otro nivel: el societario.
¿Por qué? El aumento de costos del proyecto hidroeléctrico, cuya inversión inicial estaba calculada en unos US$ 4.700 millones, sumado a la poca claridad en su aprobación, han abierto la posibilidad de que ingrese un nuevo operador. Cada año, además, HidroAysén debe cancelar US$ 7 millones por los derechos de agua que aún no gestiona.
Además del alza de costos, la demora en la tramitación y la oposición ciudadana son temas que preocupan de manera especial a la italiana Enel, dueña de Endesa. “El proyecto aún no cuenta con la aprobación política para construirse, sigue en terreno incierto y, por el contrario, ha tenido que asumir un costo en imagen pública importante para la firma europea”, afirman fuentes vinculadas a la compañía.
Aunque en el mercado indican que HidroAysén no sería un activo estratégico para Enel, ejecutivos vinculados a la firma señalan que para la italiana los proyectos en Latinoamérica son claves. De ahí que aseguren que no está en los planes vender, aunque sí admiten que podrían integrar a un nuevo socio.
En cualquier caso, cercanos a los accionistas de HidroAysén comentan que, para enfrentar el futuro del proyecto, al interior de la compañía se han evaluado distintas fórmulas para pavimentar el eventual arribo de un tercer socio estratégico. Las diversas opciones han sido expuestas en varias reuniones de directorio de HidroAysén, indican ejecutivos ligados a las eléctricas.
En concreto, dos son las posibles vías. Que ingrese un nuevo partner para la construcción de la línea de transmisión o que Endesa y Colbún diluyan sus participaciones para que ingrese un tercer operador a la propiedad de las centrales. Por el momento, todos los caminos aún están en fase de exploración.
Esperando 2015
El tendido eléctrico ha sido definido como la “fase crítica” para HidroAysén. Pero para los socios, clave para avanzar en la tramitación ambiental del proyecto de transmisión -que permitirá transportar la energía desde la XI Región a la zona central- es alcanzar un consenso y aceptación social, y así evitar repetir el largo y tortuoso trayecto que han debido recorrer las centrales. Por lo mismo, la compañía está esperando el 2015.
La Agenda Energética, lanzada en mayo por el gobierno, define que hacia el próximo año se desarrollará una Política Energética de largo plazo, “validada por la sociedad chilena, mediante un proceso participativo y regional”. El tercer eje de la agenda señala que “se hace necesario llevar a cabo un proceso de planificación territorial energética para el desarrollo hidroeléctrico futuro”.
Así, la empresa esperará que la autoridad concluya esos procesos participativos y defina la arquitectura del ordenamiento territorial, factores determinantes para los emplazamientos energéticos futuros, entre ellos, los tendidos.
Mientras eso ocurre, desde septiembre pasado, HidroAysén trabaja en un diseño socialmente quirúrgico del trazado, que esquive los puntos más conflictivos, como afectar a las comunidades indígenas. Esto, debido a que la empresa debería instalar, sólo en las regiones de Los Lagos y Aysén, de 1.500 a 1.700 torres de alta tensión, en una faja de 70 metros de ancho. Estas tendrían una altura promedio de 50 metros. La instalación de las torres, la mayoría vía helicóptero, obligaría a talar unas 100 hectáreas de bosque.
Para mitigar todo ese impacto, la firma trabaja en un tendido completamente submarino (ver entrevista en página 12). Hasta entonces, HidroAysén había evaluado un tramo submarino de 160 kilómetros, entre Chaitén y Puerto Montt, del total de 1.912 kilómetros de extensión que tendrá la línea hasta Santiago.
Los socios del proyecto saben que una menor intervención del tendido -que cruza nueve regiones, 66 comunas y más de 3.000 predios particulares- es crucial para concretarlo. Pero están conscientes de que buena parte se juega con el veredicto del gobierno en dos días más.
¿Con qué se reemplazaría el proyecto?
Sin el aporte de HidroAysén, el futuro de la matriz energética chilena se ve complejo, advierten expertos. La iniciativa contempla cinco centrales hidroeléctricas de embalse entre los ríos Baker y Pascua, en la XI Región, con una capacidad instalada de 2.750 MW.
Si el dictamen es adverso, Ramón Galaz, gerente general de Valgesta, asegura que esa potencia debe ser reemplazada y que la opción más económica es la termoelectricidad (sobre todo carbón), sin cerrarse al Gas Natural Licuado (GNL).
Respecto de la hidroelectricidad, recuerda que HidroAysén está pensado para empezar a operar en 10 a 20 años, pero advierte que para igualar su capacidad hay que desarrollar centrales hidroeléctricas de embalse y no de pasada.
Coincide Francisco Aguirre, socio de Electroconsultores, quien precisa que la Agenda Energética del gobierno -que contempla un estudio de cuencas y la necesidad de mejorar la red de transmisión de energía- está más enfocada en potenciar la construcción de centrales de pasada (llamadas minihidros) que no suplen la falta de energía que dejaría vacante el proyecto.
Opina que no existe alternativa para suplir la energía que aportaría HidroAysén. “Para eso es necesario construir ocho carboneras y en los casi 10 años desde la crisis del gas, sólo se han construido tres carboneras: Bocamina 2, Santa María I y Campiche”, dice. Añade que el GNL no es competitivo y que sus precios no irán a la baja, siendo la hidroelectricidad la única elección, pues su costo medio varía entre US$ 50-US$ 60 MWh. Le sigue el carbón, que a US$ 100 la tonelada sitúa el costo medio entre US$ 80-US$ 85 MWh, y el GNL, en una central de ciclo combinada cerrada, es decir, que usa vapor para generar más energía, el costo medio de operación es de US$ 110-US$ 120 MWh. Esto es más caro es un ciclo combinado abierto, cuyo costo llega a US$ 180 MWh, mientras con diésel, supera los US$ 200 el MWh.
Para el académico de la UC y director de la consultora Systep, Hugh Rudnick, el GNL tampoco es viable para suplir el aporte de HidroAysén, por su alto valor. “Hay mucho entusiasmo por gas y por desarrollar shale gas. Pero por la ubicación de Chile, los precios a los que llega no son competitivos. Son valores de US$ 12 o US$ 14 el millón de BTU, lo que comparado con el carbón es muy caro”, afirma.
Plantea que hay que mirar los proyectos hidroeléctricos en carpeta como los de Energía Austral o que se quieren hacer en el río Puelo, pero insiste en que la energía más económica es el carbón.