José, ¿cómo está? Quisiéramos corroborar que nos puede escuchar bien.
Sí, perfectamente.
Lo escuché perfectamente; no sé si usted me escucha.
Lo escucho perfecto.
Le daremos el pase; comenzaremos entonces la transmisión.
Muy bien.
Estará viendo todo en vivo. Muchas gracias.
En el Colegio de Ingenieros de Chile A.G. nos preocupamos por su bienestar; por eso solicitamos que preste atención a las siguientes recomendaciones de seguridad en caso de emergencia en nuestro establecimiento. En caso de incendio, mantenga la calma y active la alarma más cercana. En nuestros espacios encontrará equipos contra incendios. Siga las instrucciones del personal para evacuar el edificio. Mantenga la calma; no corra, no grite ni empuje. Aléjese de estructuras y ventanas. Identifique y respete las señales de evacuación que se encuentran en la instalación. Siga las instrucciones de los supervisores que estarán a cargo de la evacuación, quienes lo guiarán a la zona de seguridad mediante las salidas de emergencia. Si es preciso, colabore con la evacuación de personas con movilidad reducida, niños y adultos mayores.
Si usted se encuentra en nuestro auditorio, no obstruya las vías de evacuación e identifique las salidas de emergencia guiándose por las señales dispuestas en nuestro recinto. Asegúrese de mantener la calma, utilice los pasamanos y no corra por las escaleras, para evitar posibles accidentes durante la evacuación. En ningún caso utilice el ascensor. En caso de emergencia, los torniquetes de acceso serán deshabilitados para facilitar la evacuación. Posteriormente, empuje las puertas de salida para llegar al exterior.
Asimismo, si usted se encuentra en nuestro salón consejo, no obstruya las vías de evacuación e identifique las salidas de emergencia guiándose por las señales dispuestas en nuestro recinto. Tendrá a disposición nuestra salida de emergencia, la cual únicamente debe empujar para acceder a las escaleras de evacuación que lo llevarán al exterior. Asegúrese de mantener la calma, utilizar el pasamanos y no correr por las escaleras para evitar accidentes. Siga las señales indicadas en nuestro recinto, que lo conducirán a la vía de evacuación más cercana. Nuestro edificio cuenta con zona de seguridad; permanezca en el área designada hasta que nuestro personal dé las indicaciones pertinentes. Esperamos que tenga una grata visita al Colegio de Ingenieros de Chile.
Bienvenidos a este debate presidencial de propuestas de energía, organizado por la Comisión de Energía del Colegio de Ingenieros. El evento tiene como objetivo proporcionar una plataforma para que los encargados de energía de cada comando discutan sus propuestas y visiones para el futuro de nuestro país.
Saludamos a las autoridades presentes. En primer lugar, excusamos al vicepresidente del Colegio de Ingenieros, Juan Carlos Latorre, quien se incorporará más tarde. Saludamos también al presidente de la Comisión de Energía, Julio Lira; a la directora ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) y fundadora y primera presidenta de la Asociación de Mujeres en Energía de Chile, Ana Lía Rojas; al representante del comando de Yaneth Jara, Nicolás Böhme; al representante del comando de José Antonio Kast, José Venegas; y a todos quienes nos acompañan de manera presencial y a través de nuestra transmisión en streaming.
Para nosotros, como Colegio de Ingenieros, es relevante que temas como los que se tratarán hoy, en particular el tema energético, sean discutidos, analizados y reflexionados por la comunidad.
Para comenzar, damos la bienvenida a Ana Lía Rojas, economista e ingeniera comercial de la Pontificia Universidad Católica de Chile, directora ejecutiva de ACERA y fundadora y primera presidenta de la Asociación de Mujeres en Energía de Chile. Tiene más de 20 años de experiencia en el sector energético, en cargos directivos de alto nivel para desarrolladores, operadores de activos de generación renovable, consultoría independiente y fabricantes multinacionales de la industria renovable. Entre otros, destaca su desempeño como gerente de nuevos negocios del Grupo SAESA y la dirección de la filial de Eólica de Navarra en Chile, desarrollando los primeros parques eólicos del país desde su etapa greenfield hasta su construcción y operación. Además, fue seleccionada como una de las 100 Mujeres Líderes 2021 por El Mercurio y Mujeres Empresarias. En esta oportunidad nos entregará su visión sobre los desafíos de la industria energética en nuestro país. Por favor, Ana Lía.
Me voy a bajar acá del pedestal. ¿Cómo están? Buenas tardes. Qué bueno contar con presencialidad; sabemos que hay muchas personas conectadas vía streaming, así que muchas gracias a quienes nos siguen. La presencialidad siempre nos da una cercanía distinta para conversar de un tema que hoy está en el centro de la agenda del debate público. Siempre lo menciono: cuando tenemos noticias del mundo de la energía, o incluso de los temas que han sido nuestros desafíos este año —el apagón del 25-F y el alza de las cuentas eléctricas— instalados en los matinales, es porque este es un tema que trasciende la expertise o el foco técnico que generalmente tiene dentro del sector energético.
Agradezco al Colegio de Ingenieros de Chile la invitación para hacer la apertura de este, el único y primer debate que se nos da entre la primera y la segunda vuelta. Hoy día es el debate televisado en la noche por Anatel de los candidatos a la presidencia y, por ello, nos complace ser la antesala, bajo el paraguas del Colegio de Ingenieros de Chile y de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento, que yo dirijo.
Vamos a hacer una pequeña introducción para dar contexto y antecedentes. Titulé esto “balance y perspectivas”, es decir, los temas que deberíamos conversar. Seguramente se me escapa alguno, pero en mérito del tiempo elegí cuatro o cinco temas sobre los cuales podemos debatir. Obviamente, los encargados, tanto José Venegas como Nicolás Gómez, podrán ampliar, discernir, distinguir o diferir de aquello que voy a presentar ahora. Seguramente están los temas de institucionalidad y, por ejemplo, los de la cuenta eléctrica, pero en este contexto hablemos de lo siguiente.
Primero: la generación renovable ya es un hecho. La alta penetración renovable es un logro que demanda nuevas reglas de operación. Fíjense que hoy día tenemos un 62% de generación renovable en la matriz eléctrica: 41% de generación renovable no convencional, más un 21% de generación hidroconvencional. Esas son cifras a octubre de 2025, y seguramente vamos a terminar el año en torno al 65%. Este año fue especialmente seco, hubo evento La Niña —La Niña es seca, acuérdense—. Hubo un aumento de la generación renovable respecto del año anterior, pero, ojo, también hubo un aumento de la generación térmica.
Elegí dos días comparables entre 2024 y 2025. Fíjense en el aporte de la solar —esa curva la conocemos muy bien—, el aporte de la hidro, el de la térmica y también el de la eólica. Es evidente que, de un año a otro, en el mismo día y mes, se ha acrecentado la generación solar. También se incrementó la participación del almacenamiento —en lo “verde”—, y eso es algo que celebramos desde la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento. Pero fíjense que también aumentó la energía térmica —ahí están las flechas en rojo— y aumentó la rampa. Estamos enfrentando todos los días rampas más profundas, básicamente en las horas entre cinco, seis y siete de la tarde, cuando la solar empieza a disminuir su aporte; eso conlleva, al mismo tiempo, un aumento significativo y demandante del aporte térmico.
El dato: la generación a carbón, medida year to date a octubre de 2025, aumentó en un 39,7%. Eso no lo habíamos visto en los últimos años, a propósito del plan de descarbonización y del retiro de las carboneras de la matriz eléctrica: un aumento de participación efectiva de ese tamaño es una señal de alerta.
Entonces, preguntas para el debate: ¿cómo operamos un sistema altamente renovable, pero en forma segura y económicamente sostenible, en un contexto donde la transmisión está estresada en algunas horas del día —en otras no—, y donde la hidrología ya no amortigua? Este año, como les decía, fue seco, y lo renovable no hizo más que compensar la falta de energía hidráulica. Por lo tanto, se requirió mucha flexibilidad, con una demanda que, además, no crece al ritmo que la transición necesita.
El sistema eléctrico chileno ya no es fósil; de hecho, tampoco es marginalmente renovable: es altamente renovable. Y todas estas preguntas las tenemos que resolver en forma simultánea.
Es que una matriz limpia no opera simplemente por el hecho de ir agregando megawatts de capacidad instalada renovable. Hoy día requerimos de atributos que, seguramente, en la discusión de los últimos 10 o 15 años estuvieron ausentes de la prioridad o de la relevancia que debían tener cuando hablábamos de transición energética, que muchos entendieron como solamente el reemplazo de energía térmica, con emisiones, por energía renovable, limpia y sin emisiones.
Hablamos entonces de atributos como frecuencia primaria y secundaria, regulación de tensión, coordinación de reactivos, capacidad de soportar contingencias y balancear rápidamente sin colapsar los sistemas frente a temas de desbalance. Operaciones seguras, evitando colapsos por desconexiones en cascada, que fue lo que pasó el 25F. Un redespacho ágil y económico, marcado por la creciente variabilidad de la oferta renovable, y con una predictibilidad que también es difícil de lograr: con energía renovable los modelos de predicción resultan muy importantes, y no siempre la tecnología o incluso la meteorología lo permiten.
Coordinación fina entre generación variable, almacenamiento y demanda flexible. Todos esos son temas que hoy estamos poniendo sobre la mesa. Descarbonizar no es cerrar térmicas: es reemplazar atributos. Y eso, creo, es un nuevo enfoque respecto de lo que hemos hecho en los últimos quince años.
Punto dos para el debate: almacenamiento. Frase para la reflexión: ya no es opcional; es una nueva forma de infraestructura base. De hecho, pasa de ser un complemento a ser una columna vertebral.
Miren también la oportunidad del almacenamiento a propósito de las distintas distribuciones de penetración de energía renovable no convencional. Aquí consideramos solamente solar y eólica, y obviamente la concentración está en el bloque B, el bloque diurno, con casi un 61% promedio a octubre de 2025. Evidentemente, tenemos una hora punta fuertemente carbonizada, así como una noche también fuertemente carbonizada. Por lo tanto, ahí aparece el incentivo al almacenamiento para trasladar la energía que se produce en el bloque diurno hacia la hora punta y el bloque nocturno.
Ahora, el comentario que subyace es que no solo hablamos de almacenamiento cuando hablamos de traslado o simple redistribución de la energía. Por eso, el desafío no es instalar únicamente baterías para arbitraje, sino también para todos esos puntos enunciados: inercia sintética o grid forming; no solo energía diferida, también para proveer servicios complementarios que hoy no tienen señal económica suficiente; participar como activo de mercado y operador de estabilidad, en términos de lo que puede hacer una batería; desplazar térmica por primera vez por necesidad de confiabilidad, no solo por mérito económico; y gestionar rampas y congestiones, no solamente peak shaving. Clave, entonces —y aquí un mensaje también para los socios de ACERA—, la gestión y el conocimiento de estos atributos y de las configuraciones que ofrecen distintos tecnólogos y proveedores. Ojo: en todas las formas de almacenamiento, no solo pensando en baterías eléctricas.
Algunas cifras para el debate: ya tenemos 1,4 gigas de almacenamiento en baterías principalmente, operando tanto en hibridización de proyectos solares como en sistemas stand-alone. Pero miren lo que se acerca: en pruebas y en construcción hay otros 7,5 gigas. Y lo que viene en materia de sistemas de almacenamiento —especialmente baterías eléctricas, stand-alone y para hibridizar proyectos solares— está tanto aprobado ambientalmente como en calificación ambiental. Son cifras que, obviamente, no estaban en la cabeza de nadie hace dos años; diría que incluso hace un año atrás tampoco. Y la regulación chilena avanza.
Aún se remunera solamente el atributo de energía y no el de la estabilidad. Por lo tanto, para una transición correcta tenemos que corregir con urgencia esas señales. El país necesita almacenamiento remunerado por lo que efectivamente aporta: resiliencia, respuesta rápida, estabilidad, black start, control de oscilación, contención de frecuencia, redistribución de congestiones, entre otros. Es un tema que hoy día está instalado en la agenda del almacenamiento y, especialmente, de la provisión de este tipo de servicios por parte de las baterías eléctricas.
Hablemos de transmisión. Frase para la discusión: “El camino a un sistema 100% renovable no está bloqueado por falta de tecnología, sino por falta de red”. Es para provocarnos y ver si, efectivamente, hay o no falta de transmisión.
Miren las congestiones y los curtailments que hemos tenido hasta octubre de 2025. Dos comentarios: el curtailment de algunos meses de 2024 ya sobrepasó, en términos porcentuales, aquellos registrados antes de la interconexión SIC-SING. Y en algunos meses de 2025, a noviembre, superó no solo los niveles previos a la interconexión SIC-SING, sino también a los anteriores al reforzamiento Cardones-Polpaico. ¿Qué quiero decir con esta reflexión? Que estamos, nuevamente, en niveles de curtailment o recortes que en su momento constituyeron la señal económica más importante para interconectar los sistemas y para construir un proyecto como el de Cardones-Polpaico, el doble circuito en 500 kV. Hoy ya estamos otra vez en esos niveles.
Y la pregunta que hago es: con esos 1,4 GW de almacenamiento que ya tenemos, ¿cómo habría sido sin ellos? Sabemos que hoy realizan arbitraje y están, en parte, conteniendo el curtailment que vemos en la red.
Algunas reflexiones sobre cómo ayudar al desarrollo de la transmisión —esto lo hemos comentado con nuestros socios transmisores; tenemos cinco empresas transmisoras en ACERA—: además de nuevas líneas HVDC, implementar control avanzado de flujos con FACTS, con PST y con compensación serie. Y abordar un tema que, en la coyuntura, surge como un debate delicado: cómo planificamos anticipadamente, no reactivamente, entendiendo además que ello implica un traspaso de costos a los consumidores a través del estampillado que rige la tarificación de la transmisión. Es un inventario que se valoriza y se reparte en la demanda. Los retiros de demanda —los clientes libres, especialmente— plantean que ellos siempre pagan la transmisión y que ese traje les queda grande, o chico, según se mire. Por otro lado, el mundo de la generación sostiene que, al final, los costos de la energía los paga el consumidor, ya sea que se cobren por transmisión o por generación. Es un debate abierto que vale la pena tener.
Más consideraciones: evaluación ambiental acelerada —no superficial por ello—, pero sí con enfoque. Hoy el ministro Grau, en el lanzamiento del Pacto del Desarrollo de Fundación Horizontal y Fundación Espacio Público, señaló como ejemplo de la ley de permisos sectoriales acelerados que la transmisión debería considerarse una especie de infraestructura crítica, a propósito del beneficio que tiene, desde el punto de vista medioambiental y de nuestros ecosistemas, para integrar más energía renovable, y que debiera contar con un mecanismo de aceleración en su evaluación. Lo mencionó específicamente.
Cuarto punto: distribución. ¿Quién hoy no está de acuerdo con que es una reforma pendiente? Lo hemos dicho en todos los tonos, en todos los foros, en todos los idiomas. La distribución es la reforma pendiente: desde 1982 a 2025 —43 años— con, entre comillas, un cuerpo legal que no ha modificado el modelo.
La organización industrial del segmento de distribución. Por lo tanto, hoy día es evidente que “un sistema renovable sin distribución moderna es como instalar turbinas sin postes que las reciban”. Frase para la discusión.
Es verdad: nos hemos dedicado en los últimos quince años a hablar de la generación, del cambio en la generación y de la evolución de la transmisión. De hecho, hicimos una ley en 2016. Pero la verdadera disrupción ocurrirá en el segmento de la distribución. Y hoy hay un positivo consenso —digo positivo porque en esta industria es difícil ponernos de acuerdo— de que esto es, básicamente, el eslabón perdido de la transición energética. ¿Para qué? Para integrar todas aquellas promesas de la modernización, no solo de la distribución energética, sino también de la forma de consumir: generación distribuida, vehículos eléctricos, autoconsumo, flexibilidad de la demanda y almacenamiento behind the meter o a nivel de distribución.
Ahí están también las propuestas y visiones desde ACERA: evolucionar hacia un modelo de operador de sistema de distribución y no lo que tenemos hoy, que es simplemente un administrador receptivo, reactivo; regular la flexibilidad; digitalizar; retomar la discusión sobre la digitalización y el valor de los medidores inteligentes, que ha sido pospuesta —diría que casi artificialmente— durante muchos años, sabiendo que es un tema pendiente que debe ser repuesto en la discusión pública; y avanzar en esquemas virtuales y microrredes. Volvemos, entonces, sobre consideraciones en las que creo que los diagnósticos están bastante hechos a nivel de distribución, pero hay que reordenarlos. La última discusión que tuvimos en términos de distribución fue en 2019, y nos enfocamos en comercialización. Dejamos pendientes las discusiones —hoy fundamentales— de calidad de servicio y de generación distribuida. Básicamente, estamos muy claros; ahora hay que bajar al cómo. Ojalá la próxima administración organice, más temprano que tarde, una discusión que actualice lo que dijimos en 2017, 2018 y 2019 acerca de lo que se requería a nivel de distribución.
Punto cinco: la demanda. La demanda como —frase, de nuevo, para la discusión— la grieta silenciosa de la transición energética y el recurso más subutilizado del sistema eléctrico chileno. Lo hemos dicho varias veces desde ACERA: somos un gremio desde la oferta, y sin embargo hoy estamos muy enfocados en la agenda de la demanda.
Los sistemas renovables tienen desafíos: la flexibilidad, la variabilidad horaria y temas de estabilidad a propósito de la entrada y salida de renovables. En ese sentido, la demanda y la gestión de demanda flexible se convierten en un recurso estratégico, al igual que el almacenamiento y la transmisión. Todavía operamos bajo un paradigma de consumo, entre comillas, pasivo; de hecho, lo único que podemos hacer, domésticamente, es prender y apagar el switch o el interruptor. Pero el consumo eléctrico, como ustedes saben, descansa en un 60% en la industria y en un 33% en la minería en Chile. La incapacidad de la minería o de los clientes libres de gestionar su demanda —por falta de incentivos, de atributos, de pagos y de señales— termina haciendo poco eficiente esta gestión de demanda.
Clave: la gestión de demanda no es bajar consumos; es desplazar, modular y reasignar cargas, ¿para qué? En pro de la eficiencia del sistema y de un mejor aprovechamiento de los recursos de la red, además de aportar estabilidad y evitar congestiones.
Una reflexión sobre cómo vamos en el año: hay 19.300 MW de capacidad renovable no convencional instalados en la red —19,3 GW de 38 y algo—. En construcción y en pruebas hay 6,1 y 1,3 GW, respectivamente. Pero hay 33 GW de proyectos de energías renovables no convencionales ya aprobados ambientalmente, y otros 20 GW en el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental. Y, sin embargo…
La demanda eléctrica este año ha crecido cero. Entonces, la reflexión es: ¿qué estamos haciendo?, ¿qué señal estamos dando para que sigamos, en el fondo, agregando proyectos al acervo? Proyectos que están en evaluación, otros ya calificados, aquellos que están en el pipeline. Esos proyectos son reales y, sin embargo, no tenemos la señal de estímulo a la demanda eléctrica. Esto lo he dicho en todos los foros este año. Y lo corroboramos la semana pasada con el Coordinador Eléctrico Nacional: pregunté cuánto ha crecido la demanda eléctrica; “casi cero”, me dijeron. Ojo: después voy a enganchar con el mensaje de la electrificación.
La demanda flexible tiene varias propuestas: desde ACERA proponemos ajustes tarifarios, activación de agregadores de demanda, participación directa de la demanda en servicios complementarios, electrificación inteligente de grandes consumidores industriales, electromovilidad, etcétera. Básicamente, esto nos aportará respuestas también para capítulos extremos como el 25F, de modo que la demanda pueda responder frente a contingencias de la red.
Preguntas para el debate. Uno: ¿estamos realmente descarbonizados? Y aquí viene mi lámina favorita, que ustedes ya han visto en otros foros. ¿Ha sido también competitiva la transición? Para quienes no lo han visto, una breve explicación. Hemos tendido a centrar la conversación de la descarbonización en la electricidad. Pero, en realidad, lo que nos debe importar —y esta es la visión que estamos instaurando desde ACERA; me voy a saltar parte en mérito del tiempo— es la matriz energética completa de Chile. En la esquina, por así decirlo, está el consumo basado en electricidad: solo un 23%. ¿Y por qué digo “solo”? Porque cuando hablamos de la penetración renovable, del almacenamiento, de nuestros números —que son nuestra carta de presentación en foros internacionales—, con razón sentimos orgullo: ese 62% de penetración renovable en octubre, ¿no? Pero eso ha ocurrido en la esquina: en el 23% que representa el consumo eléctrico.
¿Dónde está realmente el desafío? En el 63% que corresponden a consumos directos de combustibles fósiles, que además nos cuestan dinero todos los años. Importamos del orden de US$ 14.500 a 15.000 millones anuales. Una parte va a la generación eléctrica —carbón, gas, etcétera—, pero el resto alimenta transporte, industria y minería. Y ahí hemos hecho poco por descarbonizar; de hecho, hemos hecho poco por electrificar. Eso es lo que hoy más me preocupa: la carrera de la electrificación, más que la carrera de las renovables —que también me preocupa—. Son dos carreras en paralelo, y a veces la primera, la electrificación, es menos visible.
Además, es 98% importado, lo que implica un riesgo de dependencia geopolítica. Hoy se debe entender así, no de otra forma. Por lo tanto, nos gastamos del orden de cuatro puntos del PIB cada año en importar esto.
¿Cuál es la visión de ACERA en ese sentido? Migrar hacia un proceso de electrificación profunda, en el que la participación de la electricidad en los consumos —hoy 23%— aumente a 55 o 60%. Planteo ese rango porque hay países altamente electrificados y es alcanzable; pero si llegáramos al 30% ya sería un mérito. Y ahí estamos haciendo poco. ¿Para qué? Para disminuir, consecuentemente, la dependencia de combustibles fósiles a un 30–35%. Es una visión que comparto acá.
Ojalá que la matriz eléctrica, en ese gran porcentaje hacia el que proyectamos —en un horizonte de 15 a 20 años—, esté basada en un 80 o 90% en energías renovables y almacenamiento. Pero sabemos que habrá moléculas, ya sea porque se requiere inercia rotatoria o porque tenemos temas de flexibilidad en los que las máquinas térmicas van a responder, y está bien. Pero realmente el desafío está en disminuir la parte de los consumos directos fósiles: eso es lo que nos cuesta plata.
Y, obviamente, ello debe ir aparejado con el motor de crecimiento que queremos, que se traduzca básicamente en la electrificación. Ganamos eficiencia, porque la electricidad, al no tener combustión, es más eficiente. Por lo tanto, las unidades de trabajo son menores cuando reemplazo procesos alimentados por combustibles fósiles por electricidad.
Preguntas clave para el debate, y con esto termino. No voy a hacer toda la presentación; en mérito del tiempo, y porque ustedes quieren escuchar a los representantes de los comandos sobre cómo abordar estas y otras preguntas. No venimos a hablar solamente de energía, sino también de estabilidad, resiliencia, transmisión, distribución, flexibilidad, seguridad tarifaria; yo voy a agregar institucionalidad. Impacto de las cuentas eléctricas en los clientes regulados y también en los clientes libres, asunto que finalmente se vincula con el impulso a la productividad, a esa anhelada productividad que queremos recuperar. Planificación territorial real. En fin, hay muchos temas, y por eso creo que el desafío de la agenda energética es hoy un asunto de gran envergadura.
Agradezco al Colegio de Ingenieros haberme dado este espacio para tratar estos temas. Uno podría pensar que esto es una especie de listado, y surge la pregunta de cómo lo abordamos. Yo creo que el desafío es la priorización, y entender además cómo se van a enfrentar las agendas desde el punto de vista de los equipos humanos. Al final, la técnica y la tecnología están disponibles, pero la implementación se hace a través de los equipos. Y creo que existe cierto consenso en que, en los últimos años, hemos visto una degradación de los cuerpos técnicos en distintas instituciones que han llevado la agenda de la energía. Podrán diferir de mí, pero cuando enfrentamos discusiones que han tenido repercusiones en la calidad de vida de la gente, nos damos cuenta de que a veces hemos quedado cortos; me incluyo, por si acaso.
Mi última reflexión: se requiere una política de electrificación profunda que hoy día no está en manos de nadie. Nos hemos dedicado a la descarbonización, al tema de las cuentas eléctricas y a un conjunto de políticas públicas necesarias, pero la electrificación no la está tomando ninguna institución, y el Ministerio de Energía tampoco. Espero que esta reflexión sirva para insumar la discusión que tendremos ahora, a cargo de los encargados de energía de los comandos, respectivamente, de José Antonio Kast y de Jeannette Jara: José Venegas y Nicolás Gómez. Muchísimas gracias por su atención.
Agradecemos a Analía por la clara presentación. También agradecemos a todas las personas que están conectadas vía YouTube y Zoom. Para continuar, en representación del comando de Jeannette Jara, invito a presentar su propuesta Nicolás Gómez. Nicolás es economista de la Universidad de Chile y magíster en Economía de la Universidad de Massachusetts. En diciembre de 2024 fue nombrado jefe del recientemente creado Subdepartamento de Ingresos Públicos de la Dirección de Presupuestos (Dipres). Fue coordinador de políticas tributarias del Ministerio de Hacienda y trabajó en el área de Macroeconomía de Hacienda en el segundo gobierno de Michelle Bachelet. Además, fundó, junto a Javiera Petersen, actual subsecretaria de Economía, el Observatorio de Políticas Económicas y Sociales (OPES). Por favor, Nicolás.
Bueno, muchas gracias al Colegio de Ingenieros por la invitación, y a Julio. Muy interesante también la presentación de Analía; creo que entrega un elemento tremendamente central y, para mí, que no soy de formación ingeniero, hay mucho conocimiento que aprender. Yo voy a enfocarme en los aspectos que nosotros...
Hemos propuesto, como prioridades para los próximos cuatro años de gobierno, si es que Janet Jara es electa Presidenta, lo siguiente. Permítanme referirme brevemente a cómo vemos el momento del sector. Estamos en un punto paradojal: por una parte, hay un avance innegable y nuestro país es pionero en liderar un proceso de descarbonización; pocos países a nivel mundial nos siguen la pista en la velocidad de ese proceso. Además, la penetración de sistemas de almacenamiento abre perspectivas muy relevantes para el sector, a un ritmo que habría sido difícil anticipar pocos años atrás, fruto de buenas decisiones de política pública y regulatorias.
A la vez, enfrentamos una falta de legitimidad importante en la discusión pública: estamos atravesando una tormenta perfecta, desde la calidad y continuidad del servicio hasta todo lo ocurrido con las tarifas eléctricas, el aumento en el precio de la energía a propósito del proceso de estabilización tarifaria y los ya largamente discutidos problemas con la fijación de tarifas. Por lo tanto, debemos hacernos cargo de ambos frentes: seguir avanzando en el exitoso proceso de descarbonización —coincidimos con lo señalado por Analia respecto de ir progresivamente electrificando nuestra matriz energética— y, junto con ello, poner un foco prioritario en los clientes finales, en particular los clientes regulados y las familias. Hoy, aunque técnicamente pueda parecer obvio, cuesta explicar por qué la mayor penetración de energías renovables, que ha reducido el costo de generación, no se ha traspasado a un menor costo para las personas. Ese es uno de los temas que, a nuestro juicio, debemos abordar.
Quisiera partir por el tema tarifario. Hemos presentado una propuesta concreta denominada Consumo Eléctrico Vital, que busca, en pocas palabras, establecer un mecanismo regulatorio que permita trasladar a las familias la baja en el costo de generación existente en el sistema. Proponemos crear un bloque de consumo eléctrico vital de 85 kilowatt-hora (kWh) al mes, suficiente para cubrir las necesidades energéticas básicas de una familia, con una tarifa diferenciada para ese bloque y su abastecimiento bajo un esquema regulatorio específico. Nuestra propuesta contempla, para los próximos años, desarrollar un esquema de compras especiales de energía, que se traducirá en nuevas licitaciones de suministro con características que, en nuestra opinión, permitirán acceder a precios de energía contratada significativamente bajos, por debajo del precio promedio vigente en los contratos. ¿Cuáles son algunas de esas características…?
Las licitaciones para surtir el bloque de consumo eléctrico vital. Primero, estamos pensando en un modelo relativamente parecido a las últimas licitaciones, considerando la capacidad instalada y, por lo tanto, con entrada rápida de la energía contratada desde el momento de la adjudicación hasta que comienzan a surtirse esos contratos. En segundo lugar, un esquema de demanda garantizada, esto es, incluir para este bloque mecanismos de take or pay. Ambos mecanismos —entrada rápida de la energía contratada y demanda garantizada—, junto con contratos de relativamente corto plazo, reducen la incertidumbre desde el punto de vista de los oferentes y, por lo tanto, pensamos que eso permitirá obtener precios más competitivos.
Y, a partir de allí, por supuesto, trasladar enteramente a las familias la energía licitada según estos mecanismos, a partir de los primeros 85 kWh de consumo. Obviamente, todo el consumo por sobre los 85 kWh, así como el consumo de otros clientes regulados, seguirá rigiéndose por el mismo esquema de contratos que tenemos actualmente y, por lo tanto, todos los contratos vigentes no tienen ningún cambio en sus cláusulas. Tampoco hemos hablado de un proceso de renegociación respecto de los contratos vigentes. En nuestras estimaciones, esto permitirá una reducción de hasta un 40% del precio de la energía en el bloque vital y, por lo tanto, para un consumo promedio, una disminución del orden de 20% en el precio de la energía. Esto no revierte las alzas observadas desde el inicio del proceso de estabilización tarifaria, pero sí constituye una reducción relevante y muy prioritaria en este momento.
En segundo lugar, respecto de la distribución, coincidimos en que hay un consenso bastante general: la distribución requiere reforma, y requiere una reforma que ponga en el centro la calidad y la continuidad del servicio. Hay propuestas de largo plazo; el viernes pasado estuve en un foro en la Universidad Adolfo Ibáñez donde se discutió ampliamente al respecto. Sin duda hay una agenda de mediano y largo plazo, pero en nuestra opinión también hay algunos cambios de más corto plazo, relativamente urgentes, que nos pueden ayudar a elevar las inversiones en todo lo que tiene que ver con tecnología y resiliencia de la red. En particular, a corto plazo proponemos, sin modificar totalmente el esquema de empresa modelo que hoy rige la tarificación de la distribución, incorporar que una parte de la tarifa pueda fijarse reconociendo el costo real de ciertas inversiones que contribuyen a la continuidad del suministro y, de esa manera, entregar un incentivo concreto para que se realicen inversiones que hoy no se han llevado a cabo.
En tercer lugar, coincidimos con una opinión bastante generalizada: hay algunas instituciones dentro de nuestro sistema eléctrico que se han venido quedando progresivamente atrás; en particular, estoy pensando en la CNE y en la SEC. Se requiere un fortalecimiento de esas instituciones para que puedan desplegar de buena manera todas las tareas que tienen a nivel de fijación tarifaria, de fiscalización, etcétera.
En cuarto lugar, muy brevemente, me gustaría referirme al principal proceso en curso respecto de la descarbonización.