(La Tercera) Más de una década estuvo Rudolf Araneda en la gerencia general de GasAtacama, eléctrica que abastece al norte del país y que hoy pertenece en su totalidad a Endesa. Esto, luego de que a inicios de abril, su socio Souther Cross ofertara por la venta y enajenación de su 50% por un monto de US$ 309 millones. El ejecutivo, emblemático en el sector y uno de los rostros de la denominada “crisis del gas” – que este año cumple 10 años desde el cierre de la llave del combustible desde el otro lado de la cordillera (ver nota secundaria)-, hoy emprende nuevos rumbos, enfocado a potenciar su veta empresarial. “Sería totalmente inconsistente que siguiera en GasAtacama bajo la nueva estructura de propiedad. Tengo una clara convicción de lo que es indispensable y posible de hacer a nivel de país y entiendo que Endesa piensa distinto, por lo tanto, no era viable seguir”, dice Araneda a pocos días de dejar la compañía.
Contrario a la posición de la industria, Araneda está a favor de la incorporación de las energías renovables a la matriz energética y del shale gas o gas convencional que está desarrollando Estados Unidos, e incluso está a favor de volver a generar lazos contractuales con países como Argentina o con Perú, Paraguay o Bolivia para que Chile pueda tener acceso a gas natural de menor costo.
¿Cuáles son sus planes ahora que está fuera de GasAtacama?
Hace años que estoy prometiéndome pasar a una fase más de carácter empresarial. Siempre pensaba que algún día podía terminar a las seis de la tarde y preocuparme de mis temas. nunca lo logré.
¿Cuáles son esos temas?
Tengo negocios muy distintos del tema energético. Soy socio mayoritario de la única mina de lapislázuli que existe en Chile y que está ubicada al interior de Ovalle. Participo hace 25 años en lo que algunos consideran una idea media fantasiosa, pero yo le veo una tremenda proyección. En la empresa de semillas de papas también llevo harto tiempo ligado y otro negocio es más reciente, relacionado con los software.
¿No quiere estar vinculado nuevamente al mundo energético?
Me han planteado dos grupos del rubro energético establecer un vinculo, pero no quiero comentar mucho, está en análisis. Ese es un tema que quiero analizar con cuidado, ya que no quisiera romper la idea principal, que es hacer un desarrollo empresarial. Además, el sector energético requiere de otro orden de magnitud de capital, que excede por mucho los que uno puede reunir como profesional. Por eso es un tema a pensar, aunque lo primero ahora es dedicarse a algunas actividades empresariales donde he tenido vínculos por más de 20 años.
¿Lo más difícil que le tocó vivir en GasAtacama fue la negociación con las mineras?
Lo más difícil fue abordar una situación donde la compañía tenía contratos a firme a un precio determinado basado en un supuesto suministro de gas. Al cortarse el suministro desde argentina y subir el costo de GasAtacama en más de 10 veces, eso producía la quiebra de la empresa. El desafío era compatibilizar las necesidades del país con las necesidades de la empresa. Lo interesante y espectacular de una negociación fue el acercamiento sin intermediarios.
Pero el ministro Marcelo Tokman dictó una ley al respecto…
Esa ley debe ser la norma más argentina que se ha dictado en Chile. La normativa dice que un generador eléctrico que tiene un contrato de suministro con una distribuidora, aunque el contrato llegue a término producto de un arbitraje o de una quiebra, debe seguir suministrando energía. La empresa no quería dejar de suministrar la energía, el problema era quién pagaba esta cuenta. El costo de GasAtacama, con la falta del gas, subió de US$ 50 millones a US$ 800 millones al año. Por eso, esa ley no resolvía nada.
¿Cuánto pagaron finalmente las empresas mineras?
El monto resultó ser menor al que habíamos previsto. Una cifra algo inferior a US$ 300 millones. Inicialmente previmos que el déficit podía llegar a los US$ 1.000 millones y que las mineras iban a colocar una cifra en torno a los US$ 650 millones al menos.
El acuerdo no sólo evitó la quiebra de la compañía, lo más importante es que permitió la continuidad del suministro y fueron los años más importantes de utilidad para las mineras. Ellas obtuvieron una diferencia de utilidad que fue 20 veces más que el aporte que hicieron al déficit. Fue un acuerdo muy importante, fue win-win.
Pese a esta experiencia, usted sigue impulsando la compra de gas a países vecinos, ¿no se aprendió la lección?
El nunca más es una conclusión equivocada, porque no cabe duda que existen elementos económicos de base que proporciona ventajas a los distintos países donde se producen intercambios. Pero hay que hacerlo aprendiendo de esta dura experiencia (Argentina). Chile no puede cerrarse a obtener flujos de los países vecinos. Mientras esos flujos estén disponibles a precios convenientes, lo obvio es beneficiarse de esos precios más convenientes.
A su juicio, ¿cuál es la mejor opción para Chile?
No me cabe duda que en el corto plazo, dentro de los próximos 15 años, la mejor opción para Chile es traer el shale gas de Estados Unidos. Chile, en términos de gasoductos, está a US$ 1,5 de distancia económica de los vecinos y vía Gas Natural Licuado (GNL) está a US$ 6. Es decir, el gas vía gasoducto es lo más barato para operar, porque no hay que transformar en combustible como es el caso del GNL, que hay que licuarlo, transportarlo en unos barcos caros. Luego hay que regasificarlos. Ese costo es de US$ 6 el millón de BTU.
Mi tesis es para tomar el gas de los vecinos, que evidentemente tiene un riesgo político más alto, tenga la infraestructura de GNL que le permita recibir el gas del resto del mundo, por si ese suministro se interrumpe. Pero cuando esté disponible, aprovéchelo, porque será una opción económicamente ventajosa tanto para el país proveedor como el que recibe.
Entonces, ¿el gas es el combustible que debe predominar en la matriz energética futura?
Es importante por varios motivos. Uno de ellos porque entre las soluciones convencionales es la que tiene lejos el menor grado de impacto ambiental, es la que permite desarrollar los permisos necesarios para las nuevas obras con un significativo menor grado de controversia con la comunidad. Y, lo que es más importante aún, es un complemento esencial para que se desarrollen las energías renovables en el volumen que el país está buscando y que es económicamente viable. Para cumplir la meta al 2025 (20% de estas energías en la matriz), se deben incorporar 8 mil MW que estarán disponible el 30% del tiempo. Por eso es necesario tener más máquinas a gas, ya que estas son las únicas que pueden partir rápido y puedan tener una variación de carga que permita complementar en las horas que no hay sol ni viento. El mix actual no permite llegar a ese nivel.
Rol del Gobierno
¿Ese debe ser el impulso que tendría que dar el gobierno para el desarrollo energético?
Hay un acuerdo cuya viabilidad requiere de otras medidas complementarias para el desarrollo renovable que el país ha resuelto tener. Es aquí donde el gas puede cumplir un rol fundamental. A diferencia de la industria, soy optimista en relación a la incorporación de las energías renovables.
Con la agenda que está desarrollando el gobierno, ¿se tiene más confianza en la definición de la futura matriz energética?
Creo que es el momento importante para hacerlo. Ojalá eso se hubiera hecho antes. En lo concreto, es importante que se den las señales, pese a que si bien hay energía suficiente para abastecer la demanda en los próximos años, pero es indispensable avanzar. No puede ser que a US$ 130 la hora no haya oferentes suficientes para los bloques de energía de las distribuidoras y que no lleguen nuevos actores.
¿Cómo se pueden materializar los proyectos eléctricos?
Hay una percepción de que el proceso de aprobaciones no es suficientemente transparente para dar tranquilidad a las comunidades que los proyectos que se están desarrollando son los mejores proyectos para el país. Al gobierno le corresponde avanzar en el ámbito de la regulación y mediante esa herramienta dar las señales.
¿Qué es lo que hay que cambiar en el ámbito regulatorio?
Uno de los frentes es la definición del uso territorial. Que quede claro las zonas que se quieren proteger, en vez de las zonas donde se pueden construir centrales. Y eso se puede hacer convocando incluso a la comunidad, justificando los motivos. Eso generaría que casi el 80% del frente costero chileno sea de carácter no conflictivo y ahí pueden instalarse centrales.
A su juicio, ¿eso es prioritario?
Ese es un factor. El segundo es un esquema de procedimiento que sea claro y transparente para que no quede la sensación de que se obtuvo la aprobación a través de una negociación directa. El tercero es que se abra la posibilidad de que existan permisos para el desarrollo de nuevas centrales y que puedan estar disponible para nuevos actores. Esto con el fin de generar una situación de mayor competencia en el país.
Pero eso se ha tratado de hacer y no se ha logrado…
Eso es porque las distribuidoras tienen que licitar tres años antes del término del contrato. El plazo tiene que ser suficiente para poder construir y si hay terrenos con permisos, existe certidumbre y se quita el riesgo. Así se puede invitar a nuevos entrantes a invertir. Eso es primordial.
«La crisis del gas costó US$ 20 mil millones a Chile»
Importantes lecciones saca Rudolf Araneda de la relación comercial que Chile y Argentina establecieron a mediados de los ´90 y que permitió el flujo de gas transandino de gas natural a precios competitivos hasta abril de 2004, año en que comenzaron los cortes de suministros, los que se agudizaron entre 2006 y 2007. A diez años de la llamada “crisis del gas”, el otrora gerente general de GasAtacama explica que la práctica muestra que “independientemente de lo que digan los acuerdos internacionales, cuando un país importa algún bien esencial, como agua, electricidad, gas o servicios de infraestructura, si ese servicio deja de alcanzar para abastecer el mercado interno, el acuerdo será incumplido”. Esa es la tesis que hoy plantea Araneda, contraria a la reflexión que tenía en ese entonces, dado que el acuerdo entre Chile y Argentina establecía que no se iba a discriminar.
Chile y Argentina establecieron en 1995 el protocolo de integración gasífera, con el fin de proveer 30 millones de metros cúbicos diarios del combustible hacia los gasoductos nacionales, el que comenzó a llegar a fines de esa década, provocando que el precio de la energía se situara en unos US$ 35 el MWh. Para tomar todo ese gas, explica Rudolf Araneda, el sector eléctrico adecuó sus instalaciones, invirtiendo cerca de US$ 5 mil millones en la puesta en marcha de 10 centrales eléctricas, seis gasoductos, una planta de metanol en Magallanes y en convertir las instalaciones de residenciales para abastecerse de gas natural. Sin embargo, en el peor momento de la crisis, el país sólo recibía un millón de metros cúbicos diarios del hidrocarburo, enfocado solamente a abastecer al sector residencial de la zona metropolitana. La decisión de Argentina tuvo un fuerte costo para el país, estima Araneda, cifrando el impacto del mayor costo de generación en más de US$ 20 mil millones, ya que dado la emergencia, el país suplió la falta de gas con diesel. El ex ejecutivo señala que el costo variable del gas natural argentino era de US$ 1,5 el millón de BTU, en tanto, el valor del diesel (convertido a gas) llegaba a US$ 20 el millón de BTU. Sin embargo, hace hincapié en que gracias a esas inversiones, hoy el país cuenta con la infraestructura necesaria para cuando se esté en condiciones de traer el shale gas o gas convencional.
Araneda explica que fueron pocas las medidas que pudo tomar las empresas chilenas que eran las compradoras del hidrocarburo, ya que las compañías trasandinas acusaban fuerza mayor al no poder enviar el combustible, dado la orden que daba el gobierno argentino, argumentando que primero se tenía que abastecer al mercado interno. “El país no tuvo ni la capacidad ni las herramientas necesarias para una reacción con contramedidas que hubieran permitido una mejor negociación”, señala.
De hecho, muchas empresas eléctricas recurrieron al Centro Internacional de Arreglo de Diferencias relativas a Inversiones (Ciadi), sin embargo, no tuvieron exito.