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Thomas Keller se refiere a los desafíos en el sector de generación eléctrica

julio 27, 2016

En entrevista con el cuerpo de Negocios de La Tercera, el gerente general de Colbún habló sobre la evolución del sector y sus perspectivas.
Destacó la importancia de propiciar un desarrollo equilibrado de la matriz energética, la necesidad de complementar Energíass Renovables no Convencionales con centrales de base, y darle un mayor protagonismo a la hidroelectricidad, la cual es una tecnología renovable y habilitante de la energía solar y eólica.

Cómo se está mirando a largo plazo al sector eléctrico chileno, es un tema que preocupa al gerente general de Colbún, Thomas Keller, para quien las cosas no están bien encaminadas. El ejecutivo, quien en octubre próximo cumplirá dos años al frente de la eléctrica del grupo Matte, estima que ya es tiempo de pensar cómo el país producirá la energía adicional que requerirá la economía cuando repunte, porque cuando eso ocurra, será evidente la falta de proyectos convencionales en el sistema.

“Las ERNC son bienvenidas, pero no podemos descansar sólo en el desarrollo de las energías renovables no convencionales”, afirma. En su opinión, la reciente falta de lluvias en el sur evidencia la necesidad de tener centrales térmicas en la matriz y reactivar las inversiones hidroeléctricas.

Contrario a quienes han planteado la idea de dejar el país, Keller dice que “es momento de permanecer y trabajar por el círculo virtuoso del crecimiento, para lo cual es importante recuperar las confianzas con acciones y conductas concretas, no sólo con palabras”.

Pero su foco no es sólo local, sino también regional. Colbún inició en 2015 su internacionalización con la compra de Fenix Power, termoeléctrica que está en el distrito de Chilca, Perú. Precisa que siguen buscando opciones en ese país al participar en varios procesos, y lo mismo en Colombia, tras la fallida puja por Isagen que al final logró Brookfield. Argentina se sumaría al portafolio, pero el análisis aún es preliminar.

¿Qué alternativas siguen explorando en Perú?

Seguimos viendo activos; estamos participando en algunos procesos. Podría darse algo más concreto, pero aún no hay nada que decir.

¿Y en Colombia qué miran?

También hay procesos en marcha, estamos atentos a los mismos. Colombia claramente nos interesa.

¿Es más factible una nueva inversión en Perú o entrar a Colombia?

En nuestra opinión, ambos países tienen las mismas posibilidades.

¿Y evalúan comprar los activos de Duke Energy y Termochilca?

No tenemos comentarios sobre eso.


¿Otros países no les interesan?

Es evidente que hay un cambio en las perspectivas en Argentina y eso nos ha llevado a mirar el tema con interés, pero estamos en fases muy preliminares de análisis en ese país.

Una nueva realidad

¿Colbún tiene el desafío de crecer afuera más que en Chile?

Son desafíos distintos. En Chile tenemos desafíos propios a partir de la nueva realidad del sector.

¿A qué nueva realidad se refiere?

Un elemento que ha cambiado sustantivamente es la perspectiva de crecimiento de la demanda eléctrica. Hoy es distinto a lo que estábamos acostumbrados, con una demanda que crecía tradicionalmente al año entre 5% y 7%, ahora llevamos casi dos años cerca del 2%. Eso cambia la perspectiva de crecimiento para el sector en el futuro inmediato y también condiciona la estrategia de las empresas.

¿Eso generaría menos inversión?

El sector energético es hoy una excepción porque tiene importantes niveles de inversión concentrados en energías renovables no convencionales. Pero al revisar las nuevas inversiones, vemos una ausencia de proyectos de energías de base.

¿Y eso preocupa?

Podría preocupar si se convierte en un fenómeno permanente. Me gustaría pensar que más bien refleja las perspectivas de menor crecimiento para los próximos años.

¿Con alta presencia de ERNC y falta de tecnología de base, el sistema estaría en riesgo cuando la economía inicie su recuperación?

Deberíamos preocuparnos no sólo de cómo satisfacemos la demanda eléctrica en los años siguientes, sino también hacia el futuro. Esperamos que se retome el círculo virtuoso del crecimiento y eso requiere un desarrollo equilibrado de la matriz energética. Quienes conocen el sector eléctrico reconocen el valor de las energías renovables no convencionales de carácter intermitente, pero también que eso debe acompañarse con nuevos proyectos llamados de base, hídricos o térmicos. No podemos descansar sólo en desarrollar las ERNC.

¿Le preocupa que grupos eléctricos estén abandonando el carbón?

En el mundo, las unidades a carbón son necesarias para generar energía. Chile no es la excepción y lo sucedido en los últimos dos meses en las condiciones hídricas es un buen recordatorio. Hemos tenido relativamente poca agua para generar energía y ha sido indispensable para la seguridad del sistema y su costo que estén despachadas las unidades que generan con carbón.

En su opinión, ¿el país sobrevive con lo que hay de carbón o no?

Eso depende de qué otras energías de base desarrollemos. Tenemos dificultades para implementar no sólo carbón, sino también proyectos hídricos y los de ciclo combinado (gas natural) también tienen dificultad en su implementación.

¿Resolver eso es el desafío urgente que está pendiente en el sector?

Chile tiene recursos hídricos relevantes y debemos aprovecharlos. Es energía limpia, competitiva y segura, aunque sujeta a la hidrología. La Política Energética le asigna un rol clave para la meta de 70% de renovables en 2050 y es el mejor complemento de las ERNC intermitentes, como la solar y eólica. Cómo retomar el desarrollo de proyectos hídricos es un gran desafío. Países con vocación de energías renovables, como Canadá y Suiza, construyen hoy grandes centrales hidroeléctricas. Mientras, Perú, Colombia, Argentina y Ecuador tienen en construcción muchos más megas hidráulicos que Chile.

¿Cuándo se podrá retomar el desarrollo de esas tecnología?

Los principales obstáculos están en los procesos de aprobación ambiental de los proyectos. Como ocurre en el caso de Angostura, debemos ver cómo logramos más apoyo comunitario y adecuar el marco de regulación ambiental para hacer buenos proyectos, pero tramitados en forma más expedita.

ERNC y licitación

Colbún hoy potencia las ERNC y al inicio fueron críticos de su ingreso al sistema, ¿por qué?

Jamás hemos sido contrarios a las ERNC. Al contrario, pero hay que ser conscientes de su naturaleza intermitente y de los costos que eso impone al sistema; eso es todo. Nuestro punto es que cuando decidamos sumar nueva tecnología, lo hagamos con neutralidad y no sesgar la decisión en favor de una sobre otra. Cada fuente de energía tiene ventajas y debemos dejar de pensarlas en términos excluyentes o de rivalidad. Se complementan.

¿El gobierno tiene un sesgo en favor de algunas tecnologías?

No vemos un sesgo. Lo que ocurre es que a partir de las distintas iniciativas legales y en particular por medio de la reciente Ley de Transmisión, se ha facilitado la participación de las ERNC, pero no vía subsidio. Eso es clave, en especial porque en otros países se ha cedido a la presión para el ingreso de ERNC, sin reconocer los costos que tienen. Eso no ha ocurrido en Chile. Acá compiten en iguales condiciones.

¿Cuánta ERNC sumarán a su mix?

Colbún está incorporando esas tecnologías. Hay distintas formas de hacerlo: con proyectos propios, licitación de energía renovable o comprar activos a terceros. Hemos usado las tres formas y la potencia que incorporamos llega a casi 350 MW. No tenemos metas concretas de participación relativa, pero buscamos cierto equilibrio si las condiciones comerciales lo permiten.

¿En la próxima licitación, la oferta estará más cargada a ERNC?

Es parte de la estrategia comercial.

Enap irá con un proyecto de GNL y ha dicho que es probable que no se adjudiquen contratos…

No corresponde opinar sobre eso.

¿Pero el rol de la ERNC será clave?

No lo sé, creo que será un proceso muy competitivo. Pero pongamos las cosas en perspectiva: es una licitación importante (12.500 GWh), pero no la única. Lo que se licitará el 27 de julio es cerca del 14% de la demanda de SIC y del SING integrado mirando hacia 2021. No es la única oportunidad de colocar energía en el sistema. También está el consumo no regulado, igual de importante.

¿Era necesario el resguardo que tomó la CNE al cambiar las bases y exigir una boleta de garantía?

Sí, porque al inicio ni siquiera había una boleta de garantía para fiel cumplimiento. Adjudicarse un contrato de suministro era equivalente a una opción con muy baja prima, que se podía o no ejercer, según se presentaran las condiciones comerciales más adelante.

¿Esto encarece mucho el proceso?

La boleta de fiel cumplimiento representará entre 1% y 3% del valor de todos los contratos, no me parece desmedido. Sobre el cambio de plazos de las boletas de garantía, en el mercado es muy difícil conseguir boletas por más de un año y medio. Es razonable que la CNE haya ajustado los plazos al mercado.

¿Con los precios actuales, más bajos, eran necesarias las medidas?

Era necesario. Mientras más bajo el precio, mayor es la probabilidad de un precio de la energía más alto a futuro y que las generadoras esperen para ejecutar el contrato. Con las medidas, las distribuidoras se aseguran que será muy caro no respetar el contrato.

Fuente: La Tercera

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