Thomas Keller, gerente general de Colbún: “Hay que dar señales que alienten la inversión para dar flexibilidad al sistema eléctrico”

Cuatro años cumplió Thomas Keller en la gerencia general de Colbún. Su balance es positivo y asegura que el 2018 fue exitoso en los ejes trazados en la estrategia de la compañía donde figura –entre otros- la incorporación de proyectos eólicos y solares a la matriz energética y el aumento de la participación de mercado de los clientes libres.

Este año, mira con atención el proceso de descarbonización que lidera el gobierno, porque aunque cree que la firma es un actor "relativamente marginal" en esta discusión –ya que solo tienen una central con esa tecnología, de las más eficientes del sistema-, asegura que jugarán un rol colaborativo.

Sin embargo, recalca la importancia de la flexibilidad del sistema para responder a la intermitencia de las tecnologías que se incorporarán cada día con más fuerza a la matriz energética. "Esa flexibilidad va a ser un atributo muy importante y creo que mientras antes se legisle eso mejor", asegura.

-¿Qué pasos dieron en cuanto a la incorporación de energías renovables de fuente variable?

-A fines del año 2018 completamos una cartera de siete proyectos eólicos y solares que totalizan una capacidad de 1.800 MW, los que están en distintos grados de avance, y en general en las etapas iniciales de desarrollo. Estos proyectos están distribuidos en distintos puntos del país y se insertan dentro de nuestra estrategia de largo plazo, de tener instalado y operando 4.000 MW adicionales de capacidad instalada en la próxima década. Este plan lo vamos a ir ejecutando en la medida que las condiciones de mercado lo ameriten, porque hay una dimensión comercial que hay que observar al momento de llevar los proyectos a operación.
-¿Este año que se prevé comenzar la construcción de alguna iniciativa?

-Este año vamos a estar básicamente completando los estudios de impacto ambiental de muchos de ellos. Muchos están en el proceso de trámite, otros todavía estamos preparando el estudio. Esperamos tener aprobados ambientalmente 1.000 MW de esos proyectos solares y eólicos de aquí al próximo año.

-¿Las necesidades de nueva generación en el sistema no son tan apremiantes?

-La estrategia de la compañía contempla ir implementando estos proyectos en la medida que el mercado lo necesite y, en definitiva, lo remunere. Estos proyectos tienen que ser rentables y estamos previendo que hacia el 2021 muchos de estos ya entren en operación. Tenemos una visión optimista respecto del desarrollo de la demanda y que se equilibrará la relación oferta-demanda. En el corto plazo no vemos la necesidad de añadir grandes capacidades de generación.

-¿Y esta expectativa más optimista pasa porque el país comenzará a crecer más?

-Estamos viendo expectativas de crecimiento mayores del país. Eso exigirá más adelante expandir la capacidad instalada y, en la medida que mayor sea este crecimiento, obviamente esas necesidades se pueden adelantar. Nueva capacidad se podría justificar a partir de 2021.

Descarbonización y flexibilidad

-¿Cómo ven el proceso de descarbonización que impulsa el gobierno y que ya concluyó su primera etapa de discusión?

-En Chile hay 28 instalaciones carboneras. Nosotros tenemos una de ellas, una de las más modernas y eficientes. Somos un actor relativamente poco relevante en esta discusión, pero vamos a colaborar porque tenemos la intención de ir evolucionando a una matriz energética cada vez más limpia. Esa es nuestra vocación.

Si vemos el mix de generación que tiene Colbún, es una de las que más renovables tiene con nuestro parque hidro y más en el futuro con la incorporación de estos 4.000 MW, que serán básicamente eólicos y solares. Compartimos el objetivo de ir descarbonizando la matriz energética y estamos convencidos que vamos a ser un actor que va a jugar en favor.

-¿Pero, ya entregaron una fecha de cierre a la autoridad?

-Sin comentarios. Lo que quiero transmitir es que Colbún es un actor relativamente marginal en esta discusión, pero sin perjuicio de eso, vamos a jugar un rol colaborativo. Ojalá esto sea parte de un programa de descarbonización global de la economía chilena, porque el objetivo de este trabajo era contribuir a reducir las emisiones de CO2 y si uno ve la matriz de emisiones, así como es importante la contribución que hace la generación termoeléctrica, también lo serían muchas otras actividades del país. Se tiene que incorporar en la discusión otros sectores como, por ejemplo, el transporte o la agricultura. Esto ha estado un poco ausente.

-¿Cómo convivirá la variabilidad con las necesidades del sistema eléctrico?

-Todos los expertos, la misma autoridad, ha señalado que si antes habían dos criterios para el diseño del sistema, que eran potencia y energía, hoy hay que incorporar la flexibilidad para responder a la intermitencia de estas tecnologías que se van a ir incorporando cada vez más. Por eso entiendo que hay una iniciativa de la autoridad que justamente apunta a normar los términos y condiciones en la cual se va a generar esta flexibilidad.

Y ahí entramos a la discusión de los servicios complementarios y entiendo que está en la agenda legislar al respecto. Es algo muy necesario, especialmente a la luz de la incorporación cada vez más masiva de estas energías.

Para que se dé respuesta a esta flexibilidad, van a requerir inversiones. Podrán ser los ciclos combinados (gas), quizás más adelante los sistemas de almacenamiento, en fin, podrá haber muchos desarrollos, pero claramente hay que dar señales de precio, hay que dar señales normativas que alienten la inversión en aquellas tecnologías que provean servicios de flexibilidad. Esa señal de precios hoy día no está todavía.

-¿Creen que vendrá con esta reforma legal que anunció la ministra Susana Jiménez?

-Sí, esperamos que se den pasos concretos. Hoy ya en la ley de transmisión original hay un enunciado al respecto, pero falta toda la bajada normativa y de cómo se va a remunerar esto para que los agentes empecemos a tomar decisiones.

-Hasta el momento han sido pequeñas iniciativas de baterías que han impulsado algunas empresas...

-Sí y nosotros también estamos haciendo proyectos pilotos con baterías. Estamos desarrollando todavía a nivel conceptual ciertos pilotos en una de nuestras centrales. Tenemos la expectativa de tener algo ya andando a fin de año, pero son a niveles muy experimentales, pero claramente las inversiones ya más masivas en esto pasan por contar con un marco regulatorio y de remuneraciones apropiado.

-¿Qué tan urgente es tener ese marco regulatorio?

-Se hace cada vez más urgente, porque estamos viendo que la participación de las renovables de fuente variable está siendo cada vez más alta también. Entonces, si es que antes era importante, ahora pasó a ser más urgente.

-Ustedes tienen la central Nehuenco que podría dar estos servicios, la que en algún minuto incluso se habló de modernizar. ¿En qué está hoy eso?

-Siempre estamos pendiente de cómo agregarle valor a nuestros activos, no solo a Nehuenco, a todos los demás. Los ciclos combinados, dada la tecnología y la estructura de costos que conocemos hoy día, son los llamados a dar estos servicios de flexibilidad.

Ahora, para dar esos servicios, es necesario hacer inversiones porque, en general, las centrales de este tipo no están diseñadas para todo lo que el sistema eventualmente pueda requerir. Efectivamente se podría pensar en que inversiones -no menores- se podrían realizar en estos ciclos combinados, para darle los atributos de flexibilidad, pero para eso necesitamos un marco normativo y de remuneraciones adecuado. Es difícil comprometer recursos importantes en materia de inversión sin conocer cuáles van a ser las reglas del juego para esas remuneraciones, por eso es necesario contar con un marco regulatorio en esta materia, para temas como la capacidad de respuesta de una central.

La generación eólica-solar es variable e impredecible, entonces tienes que tener la capacidad del sistema para que sea confiable de responder rápidamente. Una tecnología antigua de ciclo combinado se demora mucho en llegar a su capacidad nominal de despacho, pero hoy existen tecnologías que responden muy rápido. Esa inversión uno la puede planificar en la medida de que pueda contar con una remuneración adecuada que justifique esa inversión.

Nuevos países en el horizonte

-En cuanto a la internacionalización de la compañía, ¿cómo ha marcado la operación en Perú?

-La operación en Perú en general ha andado bien. Tuvimos un aterrizaje bastante exitoso, culturalmente nos adaptamos muy bien, con una administración que es básicamente local. Lo que ha sido una sorpresa adversa ha sido claramente las condiciones de demanda en Perú. Frente a la trayectoria de crecimiento que venía experimentando, ha sufrido un retroceso importante en materia de crecimiento, y eso se ha reflejado también en un crecimiento mucho más modesto de la demanda eléctrica. Entonces, eso frente a la expansión de la oferta, ha presionado mucho los precios de los costos marginales en el sistema y eso se ha traducido en precios de la energía más bajos que los que teníamos contemplado originalmente para estos años y eso ha impactado adversamente. Con todo, sigue siendo un negocio rentable.

- ¿Ven que este año puede haber posibilidades de crecer ahí?

-Siempre hay posibilidad y no solamente en Perú. Estamos viendo otros países también. Argentina, Colombia, capaz que agreguemos otros países, pero el buscar oportunidades fuera de Chile en este negocio que conocemos nosotros sigue siendo un objetivo permanente de la compañía. Tenemos casi 600 megas en Perú y en ese país es posible que también nos incorporemos al mercado de las renovables de fuentes variables también.

"Llevamos 3.000 GWh de nuevos contratos con clientes libres"

-En la industria se vio una estrategia de las generadoras por captar nuevos clientes libres, ¿cómo les fue con esta estrategia?
-El 2018 cerramos contratos por 1.400 GWh y con una cartera que ya supera los 200 clientes. A fines del año 2017 teníamos del orden de 47 clientes. Esto permite apreciar la magnitud del esfuerzo que hubo en la captura de nuevos clientes. Desde una mirada histórica, vemos en los últimos dos años aproximadamente –cuando empezamos a ponerle foco estratégico a este tema-, ya llevamos 3.000 GWh anuales de nuevos contratos. Ha sido una actividad bastante intensa y eso obviamente nos tiene satisfechos.
-¿Qué tan activo está hoy el mercado de clientes libres?
-Ha habido mucha actividad. El incentivo de emigrar desde los clientes regulados a los clientes libres está dado por un tema de precios. Eso es obvio y evidente y ha sido el gran incentivo que han tenido los clientes antiguamente regulados que emigraron a libres. Eso va a seguir ocurriendo. Creo que la tasa en la cual eso va a ocurrir va ir disminuyendo en el tiempo, porque ya muchos se han cambiado. Además, hay muchos clientes que han aprovechado de renegociar sus contratos, lo que también nos ha permitido estar presentes en la captura de esos clientes.
-BHP está impulsando una megalicitación eléctrica, ¿cómo lo ven? ¿están interesados?
- Es una noticia en desarrollo eso...