José Arosa, CEO de Prime Energía: “Las inversiones que se hacen bajo un esquema regulatorio deben respetarse”

Comanda los destinos de la filial en Chile de Enfragen desde septiembre de 2021, y en su primera entrevista en el cargo, el CEO de Prime Energía, José Arosa, ejecutivo de origen español con amplia experiencia en el sector eléctrico -entre 2008 y 2015 tuvo distintos cargos en AES Corp, con pasos por Chile y también llegó a ser presidente del grupo en México- exhibe con orgullo uno de sus más recientes innovaciones: el moderno y renovado centro de control (NOC) de la firma, inaugurado la semana pasada. Un espacio inspirado y con estándar tecnológico a la altura del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), que les permite monitorear en tiempo real las 28 plantas de generación que operan en el país.

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“Cuando el Coordinador quiere hacer un despacho de cualquiera de nuestras plantas, llama a una persona, sino tendría que llamar a 36″, destaca sobre la eficiencia que alcanzan gracias a su última inversión.

Desde su llegada en 2014 a Chile, Prime Energía acumula una respetable participación en la generación eléctrica. Del total de unidades que operan, 11 son centrales de respaldo, también llamadas grid estability -ya que se activan en situaciones excepcionales y casos de emergencia para asegurar la continuidad del suministro eléctrico y dar estabilidad a la red eléctrica- por un total de 845 MW en capacidad instalada. Unidades térmicas que están distribuidas desde Diego de Almagro, en la región de Atacama, hasta Chiloé, en Los Lagos.

Pero, además de dichos activos, la firma suma otras 14 plantas solares (8 en construcción) y 4 minihidros, con las su capacidad asciende a 185 MW y 14 MW, respectivamente. En su gran mayoría, pequeños medios de generación (PMG/PMGD).

Así, suman 1.044 MW, pero la meta es llegar a 2.000 MW en los próximos dos a tres años.

“Lo vamos a hacer por varios mecanismos, por proyectos que desarrollamos nosotros mismos o por proyectos que compramos”, detalla Arosa.

“Nosotros creemos que la transición energética de la que somos parte no sería posible sin activos de estabilidad, porque Chile tiene algunas falencias en el tema de la transmisión que hacen que los activos de respaldo sean necesarios”, señala para explicar su diversificación entre centrales de respaldo y otras de energías renovables no convencionales (ERNC).

El ejecutivo suma al análisis además las metas de descarbonización, que implican desconectar las centrales térmicas a 2040. Objetivo de la política energética que está siendo revisado actualmente por el gobierno, en conversaciones con la industria para acelerar la salida de las carboneras, ya sea apagándolas o reconvirtiéndolas.

“Todo este rompecabezas tiene que moverse hacia adelante con las adiciones de proyectos nuevos de respaldo, que nosotros construimos cinco no hace mucho, y las plantas renovables”, remarca.

Arosa destaca en varias oportunidades lo que es, a su juicio, una de las principales fortalezas del mercado nacional: su estabilidad. Y aunque prefiere no ahondar en detalles sobre las distintas discusiones regulatorias que enfrenta el sector eléctrico, se muestra tajante al defender que los cambios en los esquemas regulatorios no afecten a las inversiones que ya han realizado.

“Primero, aplaudimos que haya una conversación. Segundo, sí hay un tema para nosotros institucional. Las inversiones que se hacen bajo un esquema regulatorio, desde nuestra opinión, deben respetarse. Ponemos mucho énfasis en que la institucionalidad y el estado de derecho deben prevalecer”, dice.

¿Están estudiando sumar baterías de almacenamiento en sus proyectos?

Sí, todos nuestros proyectos tienen considerado eso.

¿En qué fase están?

Ya tenemos permisos para algunos.

¿Qué capacidad esperan alcanzar, y con cuánta duración?

Todos nuestros proyectos los consideran, pero decir hoy un número no puedo, porque no está la regulación.

Hay muchos actores desplegándose en esa área…

Nueve de nuestros proyectos solares ya tienen el permiso, y los pedimos para los otros. Pero pueden variar entre 1 MW hasta 9 MW, desde una hora y hasta cuatro horas. Esos rangos te los tengo que dar porque tú haces una inversión con expectativas de flujos, y como al día de hoy eso quedó en el proyecto de transición energética, que tiene buenas intenciones que aplaudimos, pero creo que falta. Todos estos permisos que tenemos tienen que esperar un poco a que se asiente esa parte.

Tanto la CNE como el Ministerio de Energía están poniendo en revisión la normativa de los PMG/PMGD, donde está el tema del precio estabilizado, ¿les preocupa que se revise?

Cuando salga toda la información la vamos a analizar. (...) Nosotros tenemos 26 proyectos PMG/PMGD. Creemos bastante en la regulación, sino no tendríamos 26, a lo mejor tendríamos uno. Los que no tienen tantos, al mejor no creen tanto en eso y su tesis de inversión es otra. Nuestra tesis de inversión cuando llegamos aquí, tanto en estabilidad como PMGD fue que en Chile son serios, hay institucionalidad, cambian los gobiernos, pero el foco es el mismo, y vamos hacia allá todos. Yo vine aquí con una regulación, hicimos inversiones que son más de US$750 millones, y entonces pues le apostamos a Chile y no apostamos que cambie.

Una muy buena noticia es el tema del proyecto de permisología, y tenemos que trabajar todos para que el desarrollo, la implementación y desarrollo comunitario sea lo más eficiente posible. Esto no significa saltarnos ninguna regla, saltarse ninguna ley. Esa no es nuestra propuesta ni de nadie en la industria. La propuesta es que lo que tenemos lo podamos acelerar y tener más eficiencia en los permisos.