(El Mercurio)En un síntoma de cómo la caída de los precios del crudo reconfigura las prioridades del sector energético, algunas de las mayores petroleras del mundo están agotando sus reservas con mayor celeridad que con la que las están reemplazando.
Las siete mayores petroleras occidentales que cotizan en bolsa -un grupo que incluye a Exxon Mobil Corp. y Royal Dutch Shell PLC- sustituyeron en promedio solo el 75% del petróleo y gas natural que extrajeron, reveló un análisis de The Wall Street Journal a partir de información provista por las compañías. Se trata de la mayor caída combinada del inventario que las empresas han divulgado en al menos una década.
Exxon no reemplazó el total de la producción por nuevas reservas en 2015 por primera vez en más de dos décadas, informó la empresa. En cambio, sustituyó apenas el 67% de su producción el año pasado.
Hasta hace poco, una disminución de las reservas habría hecho sonar las alarmas de inversionistas y ejecutivos sobre el futuro de una empresa energética.
Ahora, en cambio, con los precios del crudo por los suelos, reponer los inventarios «se vuelve menos importante», dice Luca Bertelli, director de exploración de Eni SpA. La petrolera italiana ha reducido su inversión en proyectos de alto riesgo y altas recompensas para maximizar la producción de los yacimientos que ya están produciendo, dice.
El giro muestra que los productores responden a la caída de los precios reduciendo los nuevos proyectos de exploración y priorizando la maximización de las ganancias. El riesgo es que una menor inversión en proyectos ahora podría desembocar en una escasez una vez de que los precios repunten.
Históricamente, las empresas de energía han gastado grandes sumas para hallar recursos para el futuro. El actual exceso de suministro ha obligado a las empresas a reducir el gasto donde puedan. Han recortado sus inversiones en perforación exploratoria y gastos en nuevos proyectos.
La situación no podría ser más diferente a la que imperó durante la última década. Las petroleras gastaron miles de millones de dólares en megaproyectos, en parte con el objetivo de mantener sus inventarios rebosantes durante décadas. Tales inversiones contribuyeron a generar el actual exceso de oferta.
Debido a las normas contables, hay otro factor que reduce las «reservas comprobadas» que las empresas contabilizan e informan a sus inversionistas: los bajos precios del petróleo. La Comisión de Bolsa y Valores de Estados Unidos (SEC, por sus siglas en inglés) define las reservas comprobadas como el volumen de crudo y gas natural que una empresa puede esperar extraer con una ganancia.
Algunas de las reservas que las firmas añadieron son demasiado caras para bombear a los precios actuales. Eso ha obligado a algunas a eliminar barriles de sus libros y, en algunos casos, a reducir el valor contable de esos activos.
A pesar del descenso de las reservas, las grandes petroleras no corren el riesgo de quedarse sin crudo. Exxon, por ejemplo, tiene reservas suficientes para seguir operando durante 16 años a los actuales niveles de producción. Aparte de sus considerables reservas comprobadas, las firmas tienen acceso a otros recursos que podrían explotar si los precios suben.
Rex Tillerson, presidente ejecutivo de Exxon, dijo ante analistas este mes que el hecho de que la empresa no sustituyera el petróleo y el gas que produjo en 2015 refleja su énfasis en «utilizar el capital de manera eficiente para crear valor de largo plazo para los accionistas, aunque signifique interrumpir una tendencia de 21 años».
Las reglas de la SEC exigen que las energéticas reporten sus reservas comprobadas basadas en el precio promedio de cada año. De un año a otro, las reservas pueden ser volátiles debido a las fluctuaciones de precios. La drástica caída del año pasado obligó a algunas compañías a reducir sus reservas comprobadas, aunque el abaratamiento de los costos ayudó a compensar parte de esas reducciones. Las reservas de algunas empresas también se beneficiaron de contratos que les otorgan una mayor parte de la producción cuando las cotizaciones son bajas.
Entre las mayores petroleras, solamente la estadounidense Chevron Corp., la francesa Total SA y Eni agregaron más barriles de los que extrajeron el año pasado. La británica BP PLC reemplazó el 61% de su producción en 2015, una cifra que excluye el impacto de las ventas y adquisiciones, mientras que la noruega Statoil ASA sustituyó el 55%. Si bien las reservas de Shell cayeron, el gigante anglo-holandés acaba de completar la compra de BG Group PLC por unos US$ 50 mil millones, lo que elevaría sus reservas en cerca de 25% frente a los niveles de fines de 2014.
Las reservas de las empresas enfrentan otras amenazas aparte de los bajos precios. Algunos inversionistas han expresado su preocupación de que las leyes dirigidas a reducir el calentamiento global, como un impuesto a las emisiones de carbono, puedan acelerar la transición hacia energía más limpia y encarezcan el consumo de combustibles fósiles. Eso imposibilitaría la explotación rentable de algunas reservas. Las petroleras sostienen que el mundo necesitará durante décadas grandes volúmenes de petróleo y gas.
Es un panorama muy distinto del que imperaba a inicios de la década de 2000, cuando las empresas respondieron a la presión de los inversionistas con grandes inversiones en perforación y, en algunos casos, exagerando sus reservas. Shell reconoció en 2004 que sobreestimó sus reservas en más de 20% en sus libros.
La última edición del Balance Nacional de Energía muestra que el transporte representa un 33,2% del consumo energético del país, por lo que las autoridades públicas, junto a las empresas, se han planteado la meta de avanzar en el uso de tecnologías eficientes para reducir la demanda del sector.
Es en este escenario donde especialistas consultados por Revista ELECTRICIDAD mencionan la lista de tecnologías eficientes más usadas a nivel internacional y que poco a poco se implementan a nivel nacional, especialmente para el transporte público de pasajeros.
En opinión de los expertos, la electricidad es la tecnología dominante para obtener mayor eficiencia en el transporte, de la cual se desprenden las aplicaciones híbridas, que mezclan energía eléctrica con combustibles fósiles, y las de almacenamiento energético con baterías.
Electricidad
Franco Basso, académico de la escuela de Ingeniería Industrial de la Universidad Diego Portales, señala que las tecnologías eléctricas son las más eficientes que se aplican en el país, mencionando lo realizado por Chilectra, que “elaboró un estudio que muestra las ventajas económicas, de costos y medioambientales de contar con un mayor parque de autobuses eléctricos. Su apuesta es tener 1.500 buses eléctricos en Santiago para 2018 aprovechando la renovación de buses que se debe realizar con motivo de la renegociación de contratos del Transantiago en 2018”.
Otros vehículos eléctricos son los que operan en las comunas de Santiago y Providencia, donde el transporte público utiliza esta tecnología.
Jean Paul Zalaquett, gerente de Innovación de Chilectra, indica que los dispositivos eléctricos se basan en “la diversificación energética en la base, obteniendo una eficiencia que triplica la de combustibles fósiles en toda la cadena energética −desde la generación a las ruedas del vehículo− y en tener cero emisiones locales, de ruido y gases contaminantes”.
De acuerdo al ejecutivo, “la movilidad eléctrica ya es una realidad en el país y seguirá creciendo su aplicación. Para autos particulares y motos ya existe la infraestructura de carga y disponibilidad de modelos en el mercado chileno. En el corto plazo, el mayor potencial de crecimiento será en el transporte público”.
Almacenamiento
Marcelo Salinas, gerente de Movilidad de Siemens Chile, afirma que el desarrollo de tecnologías de almacenamiento permitirá que el transporte público eléctrico se masifique. “La tecnología del bus eléctrico requiere de un sistema de acumulación (baterías) más potente para el almacenamiento de energía eléctrica y así asegurar su autonomía operativa”.
Según Víctor Ballivián, presidente de la Asociación Gremial de Empresas Internacionales de Productos Eléctricos (Epei), las baterías de litios son el material más usado en la tecnología de almacenamiento, las que se materializan con los sistemas de cargas conocidos en Chile como electrolineras.
“Estos sistemas de almacenamiento de energía se cargan en la noche y tienen la virtud de que también entregan energía a la red, pues el cargador no es otra cosa que un inversor que se alimenta de corriente alterna a la corriente continua que alimenta a las baterías, las cuales hacen el proceso inverso para entregar energía a la red”, precisa.
Tecnologías híbridas
En esta área Marcelo Salinas sostiene que las tecnologías híbridas ocuparán un mayor espacio en el país. “Si se entiende por híbrido, la mezcla de combustión diésel con accionamiento eléctrico, es un paso en el sentido de llevar el transporte hacia un futuro full eléctrico, sin cajas de cambio ni combustión fósil. Pero debe tenerse presente que una transición híbrida siempre conlleva un mayor costo inicial”.
Jean Paul Zalaquett agrega que el cambio tecnológico “aumentará considerablemente las aplicaciones eléctricas puras e híbridas, en las cuales se certificará que la energía aportada sea 100% proveniente de fuentes renovables”.
Claudio Gavilán, jefe del Área Transporte de la Agencia Chilena de Eficiencia Energética (AChEE), destaca que la tecnología híbrida se caracteriza por tener más de una aplicación. “Algunos vehículos tienen un motor de combustión interna convencional y además un motor eléctrico. Hay vehículos que utilizan el primer tipo de motor que va cargando la batería del sistema eléctrico, la que entra en funcionamiento, por ejemplo en carreteras, ahorrando el consumo de combustible. Hay otra tecnología que usa el motor eléctrico cuando el vehículo está metido en un taco, pero cuando va en carretera, en estado de revoluciones pareja, usa el motor a gasolina”.
Otras tecnologías
Además de las tecnologías que se derivan de la electricidad, Claudio Gavilán señala que existen otros dispositivos que ayudan a los vehículos a mejorar su eficiencia en el consumo de combustibles, como lubricantes, neumáticos y el diseño aerodinámico.
“Todas estas tecnologías se han probado bajo la norma chilena NCH 3331. La AChEE ha certificado 13 pruebas de eficiencia energética en transportes. A mediados de año se publicará un catálogo de tecnologías eficientes”, sostiene el especialista de la AChEE, quien describe cada una de las aplicaciones:
Neumáticos de baja resistencia a la rodadura: “De acuerdo a su composición contribuyen a que no se deformen como los neumáticos tradicionales con el uso, por lo que evitan que haya una menor resistencia a la rodadura. Cada vez que un neumático rueda por la carretera se deforma y eso genera un mayor esfuerzo para el motor del vehículo. El diseño de estos neumáticos hace que se deformen de manera más eficiente, ayudando a que el motor tenga un esfuerzo menor. Los resultados de estos productos generan un 3% de ahorro energético”.
Lubricantes de baja viscosidad: “Al ser más delgados en su composición hacen que las piezas de un motor se muevan más fácilmente, requiriendo menos esfuerzo para moverse, por lo que alcanzan ahorros de 9,5%”.
Dispositivos aerodinámicos: “Ayudan a reducir la resistencia al viento cuando el vehículo se mueve a velocidad importante, porque la aerodinámica afecta de manera importante al consumo de combustible, logrando ahorros de hasta 15%. Los vehículos de carga y de pasajeros han empezado a ser importados con aerodinámica de fábrica, los cuales ya tienen forma de bala”.
Celdas de hidrógeno: “Es una tecnología que aún está en etapa de desarrollo. Hay diferentes sistemas de hidrógeno a los cuales se les pone agua y el proceso de electrolisis entra a la cámara de combustión, haciendo que el motor funcione”.
Punto de recarga eléctrica de Chilectra en Santiago. Foto: Gentileza Chilectra.
Recuadro Publicaciones
Además de las aplicaciones tecnológicas que se implementan en el país, existen otras iniciativas para difundir su uso, como el Sistema de Etiquetado de Eficiencia Energética que publicará Chilectra, con ayuda de Corfo, “con lo cual se sabrá con plena claridad la eficiencia de cada tipo de bus y su tecnología”, asegura Jean Paul Zalaquett, gerente de Innovación de Chilectra, lo que se suma al Catálogo de Tecnologías Eficientes que este año publicará la AChEE.
(El Mercurio) Un millonario proyecto de concentración solar -que permite entregar energía 24 horas, a diferencia de los parques fotovoltaicos- ingresó recientemente la empresa estadounidense SolarReserve.
Tamarugal Solar considera una inversión por US$ 2.700 millones y estará ubicado 70 kilómetros al sur de Pozo Almonte, en la Región de Tarapacá. Esto es en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). Según consta en el documento ingresado la semana pasada al Servicio de Evaluación Ambiental (SEA), el proyecto consta de tres unidades y cada una de ellas está compuesta por una generador termosolar y una planta fotovoltaica.
En total, la potencia instalada es de 743 MW, pero «debido a la operación híbrida de la planta tendrá una inyección máxima instantánea a la red de 450 MW netos».
SolarReserve hoy opera un proyecto de similares características en Nevada, Estados Unidos.
Desafíos locales
SolarReserve consiguió en agosto del año pasado la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) de otro megaproyecto solar: Copiapó Solar, de 260 MW, que considera una inversión por US$ 2 mil millones. La ventaja de la tecnología de concentración solar es que pueden competir de igual a igual con otras fuentes convencionales, como el carbón, el gas o las hidroeléctricas.
Según comentaron a «El Mercurio» en 2015 el vicepresidente senior de desarrollo de la estadounidense, Tom Georgis, y el director de desarrollo de la firma en América Latina, José Antonio Lobo, Copiapó Solar entraría en operación en 2019.
Por otro lado, SolarReserve -según comentaron aquella vez- descarta vender la energía producida de forma completa al mercado spot por los riesgos que esto supone, y, en cambio, su objetivo está en cerrar contratos de suministros.
En los últimos meses el mercado de las Energías Renovables No Convencionales, y específicamente el de las plantas solares, ha estado complicado. La baja en los precios de los combustibles, sumado a dificultades de transmisión, han complicado el escenario.
En el marco de una misión comercial de energías renovables organizada por la Embajada de Canadá en Chile, 12 empresas provenientes del país del norte, participaron en un seminario-almuerzo en el que manifestaron su interés en aplicar su experiencia en nuestro país.
En la oportunidad, el embajador de Canadá en Chile, Marcel Lebleu, destacó que este encuentro se da ya que la Embajada «quiere ser un puente entre el sector privado canadiense y chileno». En tanto, el director ejecutivo de la Asociación de Energías Renovables (Acera), Carlos Finat, afirmó que Chile es uno de los mejores lugares para hacer negocios en el plano de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) tanto «por la estabilidad de su crecimiento, como por el marco legal del mercado, las reglas estables, el mercado transparente y el apoyo del Gobierno para el desarrollo de las ERNC».
Las empresas canadienses interesadas en participar del mercado nacional son las siguientes:
ADVANCED ENERGY CENTRE -MARS: El Centro Avanzado de Energía actúa como enlace neutral entre las empresas privadas del sector energía, los startups con soluciones energéticas innovadoras, las empresas de servicios públicos y el gobierno.
ALPHA ENERGY:Es una empresa de ingeniería, adquisición y construcción (EPC), que desarrolla proyectos llave en mano de almacenamiento y energía solar. Forma parte del Grupo Alpha que cuenta con 40 años de experiencia y más de 3 millones de instalaciones a nivel internacional. Anualmente, desarrolla más de 400 proyectos solares, de almacenamiento y de infraestructura.
CANADIAN SOLAR SOLUTIONS INC.: Es un fabricante de módulos solares fotovoltaicos, verticalmente integrado, que cuenta con capacidad de fabricación flexible. Produce, entre otros, lingotes, wafers, celdas y módulos y es proveedor de soluciones de energía solar. Adicionalmente es un desarrollador de proyectos solares habiendo construido y conectado más de 1,74 GWp y con una cartera de proyectos de 2,5 GWp.
ECHOTRACK INC.: Ofrece servicios y tecnologías para la evaluación continua de poblaciones de aves y murciélagos. Consiste en un sistema integrado de radares y tecnologías acústicas junto con algoritmos patentado que permite identificar la especie, el patrón y la altura de vuelo. Este análisis evalúa el impacto ambiental en aves y murciélagos ocasionado por la construcción y operación de proyectos renovables y líneas/torres de transmisión/distribución eléctrica.
ELECTROVAYA INC.: Diseña y fabrica baterías de iones de litio, sistemas de baterías y productos relacionados para el almacenamiento de energía con aplicaciones en generación, particularmente renovables, transmisión y distribución, en transporte no contaminante y en la industria.
GREEN POWER LABS INC.: Es una empresa de análisis predictivo de energía para la gestión de recursos solares en el largo (planificación), mediano (implementación) y corto plazo (operaciones), permitiendo aumentar la potencia y reducir los costos operacionales de las plantas solares.
HATCH: Proporciona servicios de ingeniería, diseño, gestión de proyectos y construcción, así como también asesoramiento comercial y servicios operativos. Su división de energía ofrece servicios especializados a nivel mundial para las industrias solar, eólica, hidroeléctrica, termoeléctrica y nuclear. Además, Hatch brinda un servicio de interconexión, diseño e ingeniería para el mercado de
transmisión y distribución.
HYDROGENICS CORP.: Tiene 60 años de experiencia en la implementación de soluciones basadas en celdas de combustibles y electrolizadores de hidrógeno. La empresa integra las energías renovables y provee soluciones a gran escala de almacenamiento de
energía en forma de hidrogeno.
MORGAN SOLAR INC.: Es una compañía que fabrica módulos fotovoltaicos concentrado (CPV por su sigla en inglés) y seguidores solares a dos ejes. El módulo Sun Simba CPV es un panel patentado con más de 30% de eficiencia, según la compañía, y que usa un diseño óptico monolítico de aproximadamente 1 cm de espesor total.
SILFAB SOLAR INC.: Se especializa en la fabricación de paneles solares de alta eficiencia poli y mono-cristalinos, tales como la nueva serie X que ofrece paneles de hasta 300Wp en paneles de 60 celdas. Además, ofrece módulos inteligentes con la tecnología Tigo Energy, paneles de doble vidrio y paneles bifaciales. Actualmente están desarrollando dos plantas solares en Chile con su tecnología de paneles bifaciales.
SOLAR TRUST/ THE SUSTAINABLE ENERGY INITIATIVE OF YORK UNIVERSITY: Solar Trust se asocia con empresas líderes del mundo de la energía renovable para diseñar, desarrollar y financiar proyectos con potencial de cambiar paradigmas, enfocados en instalaciones solares, eficiencia, movilidad eléctrica y soluciones de almacenamiento. La Iniciativa de Energía Sustentable de York University fomenta la investigación y la capacitación en energía renovable, la conservación y la eficiencia energética, la planificación de energía comunitaria inteligente, las comunicaciones y la difusión de políticas, el almacenamiento de energía, y las soluciones para el transporte impulsadas por energías renovables.
TUGLIQ ENERGY CO.: Es un productor independiente de energía (IPP por su sigla en inglés) enfocado en proveer energía limpia en zonas remotas y complejas que requieren aplicaciones sin conexión a redes y/o híbridas, con soluciones adaptadas para la minería y/o redes aisladas incluyendo almacenamiento de energía.
(Diario Financiero) El bajo precio de la energía sigue golpeando al sector de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC). Esta vez se trata de la geotermia que, tras quince años de activo trabajo de prospección, cesará su actividad en el país y dejará como saldo la instalación de una única central de generación, al menos en el mediano plazo.
“Los números simplemente no dan”, dice Rüdiger Trenkle, gerente general de la neozelandesa Mighty River Power, empresa que en su país de origen es el principal operador de este tipo de instalaciones y que en las próximas semanas abandonará el país definitivamente.
Similar es la situación de Antofagasta Minerals y la australiana Origin, que en abril bajarán en forma definitiva la cortina de Energía Andina, empresa donde son socias y que tras ocho años de trabajo conjunto cerrará sin concretar proyectos.
“La geotermia se acabó”, dice el gerente general de esta última firma, José Manuel Soffia, quien agrega que los más de US$ 300 millones invertidos, con mayor intensidad en los últimos ocho años, se perdieron y lo único que quedará es el conocimiento y la información que se levantó en este período.
Uno de los cuatro proyectos de este tipo que presentaban mayor avance era de la filipina EDC, que en octubre anunció la paralización de sus trabajos por el deterioro en las condiciones del mercado, a raíz de la caída en el precio del petróleo.
En el sector comentan que esta empresa encargó a un profesional local el análisis de las perspectivas reales de desarrollo para tomar una decisión final, aunque dado el escenario actual todo apuntaría al cierre.
Todo en contra
Junto a los ya “normales” desafíos de la industria en Chile, esto es costos de exploración y explotación mayores que la realidad internacional (por condiciones logísticas y climáticas), se sumó ahora la baja en los precios de energía, lo que diezmó las posibilidades de desarrollo de estos proyectos.
Soffia, que también preside el Consejo Geotérmico, explica que para cubrir todos esos riesgos y obtener un margen de rentabilidad, se requiere cerrar contratos con precios en torno a los US$ 120 por MWh, muy por encima de los promedios en torno a US$ 50 por MWh de la actualidad.
Aclara que los costos de la geotermia son altos en la fase inicial, pero luego tienden a disminuir, pues es una fuente de energía que es de base, es decir, está disponible más del 90% del tiempo, a diferencia de lo que sucede con la solar y eólica, cuyos impulsores también están pasando complejidades a raíz de los bajos precios de la energía.
Agrega que otros atributos de esta fuente de energía son su bajo nivel de emisiones y la autonomía que ofrece respecto de combustibles fósiles importados, como el gas natural licuado y el carbón.
Futuras crisis
El gerente general de Energía Andina explica que las metas de la Agenda de Energía no son compatibles, porque bajar el precio va en contra de diversificar la matriz aprovechando todas las alternativas disponibles, entre ellas la geotermia.
Los ejecutivos coinciden en que las iniciativas para impulsar esta fuente energética no pasan por subsidios, sino que por un rol más activo de la autoridad, compartiendo el riesgo de la etapa inicial de la exploración, aplicando descuentos tributarios, impulsando la infraestructura de transmisión o dándole espacio en los procesos de licitación para los clientes residenciales, pues aunque se consideró un beneficio que les permite devolver los bloques adjudicados en caso de fracaso, para ello requieren tener pozos en la etapa de producción, lo que sólo logró MRP.
En el fondo -apunta- que la autoridad piense más que en el menor precio posible, en un promedio que considere distintas alternativas que aseguren el abastecimiento ante un eventual escenario de crisis, para así evitar recurrir al diésel que produce la energía más cara.
Sólo un proyecto
En diciembre Enel Green Power y ENAP comenzaron la construcción del único proyecto de generación en base a geotermia que vería la luz en Chile. Se trata de Cerro Pabellón, que enfrenta los mismos desafíos que los otros proyectos, pero cuenta con el respaldo de la italiana, compañía que tiene espaldas financieras y un porfolio donde la geotermia será una alternativa más, a diferencia de las empresas que estaban partiendo de cero, sólo con esta fuente y sin posibilidad de emprender un proyecto que no sea rentable.
Otro punto a favor de Cerro Pabellón, que requiere el mismo nivel de precios que los otros desarrolladores, es que logró firmar un contrato y aunque consultada Enel declinó entregar detalles de éste, en la industria comentan que será Endesa la que comprometió la compra de esa energía.
“Apacheta demostrará el potencial de esta energía y derribará algunos mitos sobre sus bondades”, puntualiza el gerente general de MRP Chile, quien agrega que antes de abandonar el país realizarán una última inversión de US$ 10 millones para hacer el cierre y abandono de su proyecto Tolhuaca, siguiendo el estándar de su matriz, aunque la ley local no los obliga. Lo mismo tienen previsto hacer las otras empresas.
El peligro de la especulación
La ley que regula la geotermia data del año 2000. La precedió una década de discusión y tras su promulgación pasó otro tanto antes de que estuviera disponible su reglamento, el que -comentan en la industria- fue modificado durante el gobierno de Sebastián Piñera, eliminándose algunos requisitos para pasar de una concesión de exploración a una de explotación. Esto, agregan las fuentes, activó un gran número de solicitudes cuya tramitación pasó a la administración actual que, para evitar la especulación asociada a esta menor exigencia, recientemente perfeccionó el reglamento clarificando esas condiciones.
El cambio incluyó, añadieron en el Ministerio de Energía, dotar de herramientas para considerar mejor las características territoriales en las actividades autorizadas en esas concesiones.
El año pasado culminó la tramitación del stock de 69 solicitudes de exploración acumuladas entre 2009 y 2013, se resolvieron las solicitudes de explotación que tenían la información necesaria, y se están realizando procesos de consulta indígena para ocho concesiones de explotación.
«El Estado tiene que aterrizar la política energética»
Alcanzó a tener una planta de 45 empleados de los cuales hoy sólo quedan cuatro, con quienes está dirigiendo las labores de cierre y abandono de Tolchuaca, lo que sería el primer proyecto de la neozelandesa Mighty River Power en Chile.
El gerente general de esta firma, Rüdiger Trenkle, dice que es lamentable que el panorama para el desarrollo geotérmico se haya complicado al punto de obligar a la empresa a dejar el país, aunque en lo que a él respecta seguirá en Chile tratando de impulsar el cambio que haga factible esta forma de generación.
-¿Qué hace falta para que el desarrollo comercial de la geotermia sea una realidad?
Se necesita una mirada integral de país, que reconozca la existencia de este recurso y sus atributos de sustentabilidad y estabilidad de precio a futuro, a diferencia del gas o el carbón, para que así lo desarrolle, porque hasta ahora la decisión ha sido no hacerlo porque no le parece eficiente tomar esa decisión. Es una mirada perfectamente válida, pero tenemos que tener claridad también de que en ese caso vamos a tener a las centrales de carbón por más tiempo y tiene un costo, que no está tan claro quién lo paga.
-En los últimos tres gobiernos se anunciaron iniciativas para apoyar el desarrollo geotérmico, ¿Sienten que hubo una promesa no cumplida?
-No, no puedo decir que hubo promesas. No voy a acusar a ninguno de esos gobiernos, porque entramos muy conscientes de que estábamos corriendo un riesgo, pero hemos llegado a la conclusión de que no se puede desarrollar la geotermia sin el apoyo del Estado con el nivel de precios que tenemos hoy, por ejemplo en el desarrollo de las líneas de transmisión que ayuden a reducir el costo.
Se necesita una voluntad del Estado de decir «yo quiero esa energía y voy a dar el puntapié para que se instale» porque quiero hacer un cambio para descarbonizar la matriz.
Lo bueno es que el recurso no se irá, quedará ahí, pero se desarrollará sólo si el Estado aterriza la política energética e incluye a la geotermia en la matriz.
