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"La transición energética nos pilla en un muy buen pie, con una situación financiera sólida, un equipo humano extraordinario, muchos proyectos y un compromiso de los accionistas de apoyar los planes de crecimiento. Estamos alineados con la visión de largo plazo desde las altas esferas hasta los equipos de regiones; y mi rol es asegurarme de que esa estrategia se cumpla de la mejor forma posible", declara de entrada José Ignacio Escobar Troncoso (44 años), ingeniero civil industrial con mención en Electricidad de la UC y máster en regulación económica de la UAI, quien lleva 10 ajetreados meses en la gerencia general de Colbún, firma controlada por el grupo Matte.

Y debutó con buenos resultados: en 2022 Colbún anotó un Ebitda récord de US$ 763 millones, 47% sobre 2021; las utilidades sumaron US$ 310 millones, y las ventas a clientes libres crecieron 53%. El gerente destaca que pese a lo tumultuoso del año a nivel mundial, por los coletazos de la pandemia y la guerra en Ucrania, cerraron uno de los mejores ejercicios de su historia gracias a su diversificación geográfica, tecnológica y de clientes.

También subieron participación en generación, al 16% del sistema. "No nos debemos a los rankings, pero ser un actor relevante en los mercados objetivos es un compromiso con nuestros accionistas. Tener más o menos generación depende de tres factores principales: hidrología; cuánto se despachen nuestros combustibles; y la capacidad de hacer nuevos proyectos. Los dos primeros dependen poco de nosotros, salvo en aspectos como que las centrales estén en óptimas condiciones, pero la nueva generación sí y por eso tenemos 1.000 MW en construcción", dice Escobar, quien cuenta que el parque solar Diego de Almagro (230 MW) está en operación comercial y están acelerando la puesta en servicio del parque eólico Horizonte (812 MW) para tener los primeros GWh este año. "Ingresamos a tramitación ambiental una serie de iniciativas y vienen otros eólicos", agrega.

Dada su trayectoria de dos décadas en energías renovables, lo reclutaron para acelerar el crecimiento de esa área en esta compañía, que el año pasado generó 38% de su energía con hidroeléctricas; 55% con térmicas y sólo 6,4% con solares y eólicas (incluyendo compras a terceros). Escobar fue socio y gerente de varias empresas del sector y dirigió 15 años la filial local de la española Acciona Energía. Participó en la fundación del gremio de renovables Acera, donde ocupó la presidencia.

Del plan de levantar al menos 4.000 MW a 2030 en energías renovables y almacenamiento, con una inversión de US$ 4.000 millones, entre 2021 y 2022 materializaron US$ 500 millones. Para 2023 contemplan US$ 650 millones, fundamentalmente en el desarrollo de Horizonte. A la fecha, la empresa tiene una caja cercana a U$ 1.000 millones. Su portfolio es un mix entre proyectos propios con otros que ha ido comprando, en distintas etapas de madurez.

"Estamos escribiendo un nuevo capítulo de crecimiento y transición energética en la historia de Colbún, lo que nos ha llevado a revisar nuestras estructuras para responder mejor a esas necesidades. Durante el verano concretamos una reorganización interna. Se creó una gerencia de desarrollo, responsable de impulsar proyectos solares, eólicos y almacenamiento, así como de evaluar adquisiciones; centralizará el crecimiento para cumplir nuestro objetivo de llegar a 4.000 MW a 2030 en Chile y el exterior", cuenta.

La gerencia de ingeniería y proyectos se reorganizó por tecnologías, incluyendo una especializada en sistemas de baterías. Mientras que la de innovación, planificación y nuevos negocios sumó una gerencia de hidrógeno verde para potenciar el desarrollo de estos proyectos; y otra de agua, para abordar iniciativas de desalinización.

"No es un cambio estructural, sino un reordenamiento de piezas para simplificar o acelerar procesos internos. Pero tampoco es trivial crear una gerencia de hidrógeno verde o de agua; pondremos foco ahí. Cualquier actividad industrial de gran escala con un componente fuerte de consumo eléctrico nos interesa. Colbún es una empresa de ingeniería capaz de acometer proyectos de alta complejidad", afirma.

¿Dónde se juega hoy la rentabilidad de las eléctricas?

Tiene dos grandes pilares: buenos contratos que apalanquen crecimiento y un alto profesionalismo técnico para monitorear al segundo las condiciones del sistema eléctrico e integrarse de mejor manera a su operación. Tienes que ser el mejor en el mercado de corto plazo y un gran actor en el mercado de largo plazo.

¿La definición de apostar por clientes libres significa no ir a licitaciones de regulados? 

La mitad de la industria eléctrica es de clientes libres y la otra mitad, de regulados. Jamás renunciaríamos a participar en la mitad de nuestro mercado potencial. Que quedáramos fuera de las últimas licitaciones de regulados porque consideramos que los precios no reflejaban todos los riesgos y otros agentes los evaluaron de distinta forma es la gracia de la competencia. 

¿La pelea de las grandes generadoras se da en el sector minero y los clientes de mayor tamaño?

La competencia es fuerte en todo rango y sector. Una licitación de 10 GW es igual o más competitiva que la de 1 Terawatt porque hay generadoras de distintos tamaños. Le ponemos el mismo empeño a clientes grandes, medianos y pequeños; estamos tratando de hacer un traje a medida para cada segmento y hemos crecido mucho en medianos y pequeños. Te puede mover igual la aguja 10 contratos pequeños que uno grande, por eso participamos en unas 100 licitaciones al año.

¿Alguna compra a la vista?

Las crisis siempre vienen apalancadas de oportunidades. Hoy se dan temas coyunturales de Chile, pero también hemos visto que grandes inversionistas institucionales y compañías multinacionales se han reenfocado en Europa o Estados Unidos, y los flujos de capital han quitado foco a Chile, lo que para una empresa local como nosotros significa más oportunidades. Así es que estamos atentos y revisando nuestro plan de expansión a 2030, creemos que lo lógico sería acelerarlo.

¿En Perú están mirando las activos que vende Enel?

Miramos todo. Es un mercado muy similar al chileno y se están dando cuenta de que no pueden depender solo del gas, a pesar de que tienen bastante, sino que tienen que diversificar sus fuentes de energía por razones económicas sociales y ambientales. Esperamos ser parte de esa transición.

Suministro mejor aspectado 

El ejecutivo comenta que los forwards de carbón y petróleo están en niveles mucho más bajos que los dos años anteriores y que el suministro, tanto de GNL como de gas argentino, ha andado muy bien, lo que da más seguridad al sistema.

Pero destaca que según el Coordinador Eléctrico, en las tardes se están generando rampas solares (subidas y bajadas repentinas) de hasta 4.000 MW que hay que reemplazar rápidamente. "Nuestras centrales de gas están tomando un rol de ciclaje muy importante; antes operaban en base y hoy lo están haciendo en punta, para compensar esta variabilidad de las renovables. Esto nos ha obligado a adaptarnos, porque el desgaste de tener una central ciclando varias veces al día hace que requieran mayor mantenimiento. Pero con combustibles y activos térmicos adaptables a los requerimientos actuales, tendremos un año sin sobresaltos.

¿Contarán con gas argentino en invierno?

Chile y Argentina han ido recuperando las confianzas en su interacción energética. Tenemos contratos de corto plazo, pero deberían ir variando hacia el largo plazo.

Los contratos con compañías chilenas vencen en abril. Hace un mes empezamos a conversar sobre suministro en invierno, pero para eso ellos deben tener estimaciones internas de demanda. Dado que no hay certeza, decidimos hacer este año la mantención de Nehuenco.

Escenarios para su carbonera

Uno de los ejes de la agenda de Colbún es el plan de optimización de activos para aumentar la disponibilidad de las centrales y reducir sus costos de operación: "En esta transición energética tenemos que ser capaces de proveer la energía más barata posible, junto con operar nuestras plantas y parques con los mejores indicadores ambientales y sociales, a fin de que estén disponibles cuando el sistema lo requiera. Esos tres elementos implican inversión en innovación para lograr cosas como bajar los mínimos técnicos de la hidráulicas porque ya no tenemos los caudales de hace 10 años; una central que antes podía operar a un mínimo técnico de 30 MW, modificando los álabes y con más tecnología, la podemos bajar a 10 MW".

El plan de descarbonización va al ritmo del de sus clientes, algunos de los cuales les han pedido acelerarlo; cada vez son más los que quieren suministro certificado 100% renovable. Tienen solo una planta a carbón, Santa María (374 MW), en Coronel, con cierre anticipado a 2040 como parte del plan de descarbonización del país. Escobar recuerda que recientemente la CNE hizo un informe sobre la fragilidad eléctrica del Gran Concepción y enfatiza que la transición energética debe ser responsable: "No podemos ponerla por delante ni del costo de la energía ni de la seguridad del sistema, porque ser sostenible también es entregar energía competitiva a los clientes y dar seguridad de abastecimiento al sistema".

Escobar cuenta que conformaron una mesa de escucha activa para definir el cierre de Santa María: "Esa decisión la tomaremos en conjunto con nuestros trabajadores, comunidad y autoridades. No es fácil, ya que el cierre de otras centrales en la zona ha puesto presión sobre el sistema. Pero esperamos definir este año los escenarios para la central, en el entendido de que tenemos una responsabilidad con Coronel, Concepción y la región, que no pueden quedar sin energía".

El ejecutivo agrega que están en una revisión de todo su parque térmico (que en Chile incluye además dos plantas a gas natural y una a diésel) y del rol que esos activos jugarán en la transición.

La sombra del PEC

En términos regulatorios, Escobar dice que una de las cosas más preocupantes es "cuándo vamos a salir del Precio Estabilizado a Cliente Regulado (PEC), que debía ser transitorio, porque los países que aplican fijaciones de precios en cualquier industria les ha tomado años salir de ellos. Entendemos su génesis, pero el problema cada vez se acrecienta más y nos vemos cuándo pueda terminar. Ojalá no siente precedente".

Luego se refiere a la petición de modificación reglamentaria presentada por nueve renovables que piden que su energía no se siga valorizando a costo marginal cero. "Preocupa que aparezcan propuestas para resolver problemas específicos sin evaluar los efectos colaterales en el sistema, como un cambio en la composición del costo marginal por parte de un grupo muy pequeño de renovables. Hay decenas de empresas con generación renovable que no están de acuerdo con introducir modificaciones tan extremas al modelo marginalista, que redistribuirían ingresos sin base en ningún principio regulatorio. Lo que tenemos que evaluar es si el sistema marginalista es el adecuado para tarificar la actual matriz eléctrica, pero esa discusión no se resuelve de la noche a la mañana. La autoridad e institucionalidad son los llamados a consultar opiniones y ver el mejor modelo para Chile, y aplicarlo con una transición responsable". 

Como tercer tema advierte sobre la necesidad de promover una adecuada planificación territorial para definir, con las comunidades y autoridades, en qué zonas se desplegarán los cerca de 20.000 MW de energía renovable requeridas para acelerar el retiro de las centrales a carbón a 2030. "La transición energética entra en conflicto con el uso agrícola, la expansión urbana, áreas protegidas de pueblos originarios… Si no nos ponemos de acuerdo como país en dónde podemos construir plantas, transmisión y almacenamiento, esto no se logrará espontáneamente. La conflictividad es grande en todas las regiones, pero los mismos que se oponen quieren energías renovables. ¿Será un camino conflictuado o vamos a allanarlo anticipadamente?".

Fuente: "La Tercera"