US$ 6.000 millones en inversiones en la última década completó AES Gener, filial de la estadounidense AES Corp. La mayor parte de ese monto se destinó a proyectos como las nuevas unidades de Ventanas, Guacolda y las centrales Angamos y Cochrane, que pusieron a la empresa a disputarle el número uno como la mayor generadora local a Endesa.
¿Qué viene ahora? Para Javier Giorgio, quien en junio fue nombrado gerente general de la compañía, es tiempo de hacer una pausa, debido a la sobreoferta que, explica, tiene hoy el país en materia eléctrica. Pese a ello, continuarán impulsando Alto Maipo, a pesar de que las obras se encarecieron en al menos 10%.
Ustedes vienen de desarrollar grandes proyectos. ¿Seguirán haciéndolo en el futuro?
Para nosotros está bien claro. Hoy, Chile tiene un sistema bien servido, donde la capacidad instalada supera ampliamente a la demanda. Es casi el doble. Hay muchas plantas termoeléctricas que se construyeron para sortear la crisis del gas y a eso hay que sumar los proyectos que vinieron de energías renovables. Por otro lado, la demanda está creciendo menos que lo previsto, producto de la desaceleración de la economía. Entonces, ¿hacen falta más centrales? No. La verdad es que por 10 años no vemos necesidad alguna de proyectos grandes como se hacían antes. Y las plantas convencionales, además, no son las que hacen sentido económico para Chile.
¿Han evaluado devolver derechos de agua?
No. Los derechos de agua que tenemos tienen sentido para nuestro plan de crecimiento. Todo lo que tenemos lo vamos a utilizar.
¿Los sorprendieron los resultados de la licitación eléctrica?
Sí. Nosotros participamos de forma bien proactiva, a pesar de que no teníamos una gran cantidad de energía disponible para esa fecha, aunque sí Guacolda tenía más. AES Gener está muy bien contratada, con contratos en promedio por 11 años más tomando distribuidoras y clientes libres. Recién en 2021-2022 se empieza a liberar un 8%. Guacolda tiene un 20% disponible.
¿Y desde el punto de vista de los precios?
El promedio al que se cerró la licitación fue en torno a US$ 47 por MWh y nuestra oferta más baja fue de US$ 57. Por lo tanto, nosotros estábamos esperando una reducción de precios, pero claro, no esperábamos que cerraran a US$ 47. Ese valor tan bajo está asumiendo muchas cosas: hay que pensar cuánto va a salir la tecnología, los factores de planta, el precio spot, la demanda, etc. Son tantas variables que creo que es normal que se dé esta volatilidad de precios. Hay ofertas a precios muy bajos, de US$ 29 y precios de US$ 120. Hay empresas viendo distintas realidades (...) Habrá que esperar que la gente que se comprometió a hacer los proyectos a ese precio lo va a hacer o no.
Ustedes tienen una opción para regasificar gas en GNL Quintero. ¿La van a tomar aún con el resultado de la licitación?
La primera apuesta nuestra con GNL Quintero era contratar la central Nueva Renca con un acuerdo asociado al de gas y allí entrar a GNL Quintero hacía mucho sentido. Pero además, Nueva Renca es una central importante, que va a aportar respaldo y tener regasificación asegurada permite tener acceso a gas, y ofrecer respaldo más económico. Hasta ahora, seguimos evaluándolo. Pero el rol principal que estábamos buscando claramente no se dio. No está cerrado, seguimos viendo opciones, pero claramente la alternativa principal ya no está arriba de la mesa.
