Presidente de Colbún y firmas renovables en insolvencia: "Los distribuidores tienen que demandar a estas empresas por haber incumplido el contrato"

Tras la inauguración este lunes del parque solar Diego de Almagro Sur (230 MW), la primera iniciativa de almacenamiento de Colbún, y el primer sistema de baterías de Atacama, el presidente de la eléctrica de la familia Matte, Hernán Rodríguez, abordó la contingencia. No solo del país sino la del sector energético que ha estado marcada por la alerta que encendió María Elena Solar e Ibereólica Cabo Leones por un eventual riesgo en la cadena de pagos. 

Rodríguez, en la actividad, fue enfático en que se deben cumplir los contratos. Desde la Región de Atacama, cuenta a DF su análisis de lo ocurrido, recalcando que es importante que se perfeccionen las bases de suministro de esos contratos. Pero además, apunta a la institucionalidad ambiental considerando la fuerte cartera de inversiones del sector. 

“Era sabido por todos los que estamos participando en esta industria de que iban a haber desacoples”.

- ¿Cómo está viendo la situación país en el contexto político, económico y que obviamente todo eso afecta finalmente en materia de inversión y quien quiera en el fondo desarrollar proyectos de inversión a largo plazo?

- Bueno, primero decir que el país, si partimos por la economía, claramente estamos en un período de caída importante. Yo creo que los números negativos los vamos a empezar a ver de manera mucho más relevante ahora. Este último trimestre las cifras claramente van a ser negativas en términos de crecimiento y el próximo año no vemos tampoco que sea un buen año en crecimiento, lo más probable que tengamos una recesión todo el próximo año. De hecho, el Banco Central entiendo que de nuevo va a ajustar sus proyecciones para el próximo año. 

Otro fenómeno relevante en la economía es la alta inflación que estamos observando. Y Chile, por la característica que tiene de indexación en su economía con la UF, cuando llegamos a niveles de inflación como este, que estamos hoy día, tipo 12 o 13%, el bajar la inflación, es complejo. No es algo que pasa de un día para otro. Entonces, en las primeras estimaciones hablaban que la inflación del próximo año sería en torno a 4%. Hoy entiendo que ya están hablando que vamos a estar en torno a 6% de inflación. Nos vamos demorar en bajar la inflación.

Y eso también se ve reflejado, si lo quiero conectar ahora con la energía, por ejemplo, en los precios de energía que están fijos en pesos nominales desde el año 2019, que si se aplicaran los reajustes a los contratos de energía entre los generadores y distribuidores, hoy está fijo eso, en pesos nominales, la componente energía de la cuenta que pagamos en la casa, debería subir más de 40%. Hay inflación contenida ahí, hay inflación también contenida en el precio del transporte, el transporte está con precio fijo desde hace bastante tiempo. Entonces, la inflación por lo demás, es súper crítica para la gente. Vamos a empezar a ver algo que es muy complejo, que es caída de Producto, va a aumentar el desempleo y, con inflación alta, es muy complejo para la gente.

- ¿Y qué es lo que más preocupa en este momento en el país?

Vivimos desde el año 2019 un período político súper complejo que nos llevó a todo este proceso constitucional en que las prioridades han estado básicamente centradas en eso, producto del plebiscito del 4 de septiembre recién pasado, vamos a seguir a iniciar otro proceso constitucional que en un comienzo hablaban que se iban a demorar muy pocos días en decidir la forma, pero aparentemente eso está llevando más tiempo. Ojalá que ese mayor tiempo signifique que lo que se haga se haga mejor y que realmente salga una buena Constitución, que es la que se necesita para Chile, que esté pensada en el desarrollo y en lo que queremos para este país para los próximos 50 años y que no sea una Constitución cortoplacista.

- ¿Y mientras tanto se están ahuyentando inversiones, mientras esto que se haya dilatado este proceso constitucional no se haya cerrado?

- Claramente, la inestabilidad que vivimos se ha visto reflejada en una menor inversión en todos los sectores. Estamos viendo lo que está pasando en la construcción, que es uno de los sectores más bullados por las noticias, también un sector que genera muchísimo trabajo. Desde el punto de vista del sector nuestro, en que hemos visto aún mucha división respecto a los procesos de aprobación de estudios de impacto ambiental. Creo que eso se puede hacer mucho mejor, mucho más rápido, sin disminuir, sin bajar un ápice las exigencias medioambientales y sociales, pero sí tener una mayor preparación y mayor coordinación entre los distintos Servicios para poder aprobar proyectos que muchas veces las características técnicas de ellos están impecables, pero a veces por desconocimiento de las autoridades, por la cartera de proyectos que llegan, algunas regiones no están acostumbradas a recibir esta escala de proyectos.

Nuestro sector en particular está siendo tremendamente intensivo en utilización de tierras para construir plantas fotovoltaicas como esta o eólica como una que estamos construyendo acá a 250 kilómetros al norte. Son uso extensivo. Vamos recién en un tercio del desarrollo de nuestra capacidad de generación de energía renovable de lo que necesitamos de aquí al 2050 o 2030, que son las metas que nos hemos propuesto. Nos falta tener un poquito más coordinado y aceitado el sistema de aprobación de estudios de impacto ambiental e, insisto, sin disminuir las exigencias, sino que es más bien un tema de coordinación entre los distintos servicios básicamente.

- Y considerando todos esos desafíos y las preocupaciones que hay en este momento, ¿cómo ha visto la marcha del Gobierno? ¿Se está haciendo cargo de esos desafíos?

- Hay conciencia en el Gobierno que hay que hacer estas cosas. De hecho, se acaba de crear, por ejemplo, un servicio técnico especial para la aprobación de la línea eléctrica Kimal-Lo Aguirre que es fundamental si queremos seguir creciendo en energía renovable, porque es la línea que nos va a traer la energía desde el extremo norte hasta la zona central, que es donde está la concentración del consumo energía en Chile, fundamentalmente entre la Región Metropolitana y la Octava, donde se consumen en torno al 60% de la energía que hay en Chile. Pero no tenemos capacidad de transporte en las líneas. Vemos que las líneas que están ahí en el día están completamente saturadas y como la energía que estamos viendo acá ha sido fundamentalmente solar, de hecho, el parque que estamos construyendo en Tal-Tal va a ser el más grande que se está construyendo en Latinoamérica, con 812 MW de capacidad instalada, pero durante el día no se puede transportar toda la energía que está generando el norte hacia la zona centro sur, que es donde está el consumo.

- Usted mencionaba en su discurso que existe todavía espacio para seguir profundizando en medidas regulatorias. ¿A qué puntualmente se refiere con esas medidas regulatorias?

- Entre otras cosas, lo que estamos hablando de almacenaje, entre otras cosas, lo que estamos hablando de hacer que los contratos se cumplan. Vienen ahora, en los próximos años, más contratos de energía a los distribuidores a precios significativamente más bajos de lo que estamos viendo hoy día, y más bajo incluso de los que hicieron levantar las manos a estas dos empresas. Entonces es importante que se perfeccione las bases de suministro de esos contratos. 

- ¿Que sean más exigentes?

- Que sean más modernas, que se adecúen a los tiempos. O sea, probablemente nadie pensó cuando se construyeron esas bases, que un suministrador no le iba a entregar la energía porque el costo de entregar la energía iba a ser sustancialmente mayor al precio acordado. Entonces es muy importante regular eso. Hay temas de transmisión que no solamente pasan por flexibilidad, sino que también pasan por temas regulatorios. Hay un montón de áreas. Estamos viendo el tema del almacenamiento, todo el tema ambiental, insisto, sin relajar las exigencias ambientales, sociales, pero sí que se pueda realizar el trabajo de manera más oportuna. 

- ¿Qué está haciendo más determinante para darle certeza a un inversionista en este contexto donde de alguna manera las energías renovables han estado en el debate? 

- Para desarrollar proyectos uno tiene que tener siempre la certeza, el desarrollo de proyectos por definición, hay riesgo en los proyectos. Lo que uno tiene que hacer es primero identificar cuáles son esos riesgos y, segundo, al haberlo identificado, ver cómo los mitiga. Nosotros somos bien prudentes en que nos gusta construir proyectos cuando tenemos un cliente que nos va a comprar la energía. Y también es importante que uno sepa dónde va y preocuparse también de dónde va a generar, dónde la va a inyectar y dónde la va a retirar. Esos riesgos hay que mitigarlos. 

Cadena de pagos

- Usted abordó en discurso de inauguración de Diego de Almagro Sur el tema de Cabo Leones y María Elena Solar. En concreto, ¿cuál es el análisis que hacen respecto a lo sucedido?

- Son dos empresas que tenían contratos con clientes regulados, con las distribuidoras, y en algún minuto dijeron que no podían cumplir los contratos. Pero, por otra parte, nosotros creemos, y así lo mencioné también, que es importante que se obligue a las empresas a cumplir el contrato y que, si no lo puede cumplir, que alguien lo haga. O sea, la empresa tiene que quebrar si no lo puede cumplir, pero tiene que pagar las multas asociadas a no cumplir un contrato, porque lo importante es que el no cumplimiento de esos dos contratos en particular es más o menos un TWh al año, lo que están dejando suministrar esa empresa a los clientes regulados, a las distribuidoras que llegan al final a los hogares.

Esa energía, por la diferencia de precio, porque ese TW que dejaron de entregar estas dos empresas, tiene que suministrarlo otras empresas con los contratos que tienen vigentes, a precios que son sustancialmente mayores a lo que se habían comprometido estas empresa a entregar. Por lo tanto, esa diferencia de precio que si uno lo ve hoy son aproximadamente US$ 80 millones anuales, que los van a tener que pagar en algún minuto los consumidores. Hoy no lo ven reflejado los consumidores porque están las tarifas fijas, pero si el sistema funcionara como debería funcionar... Y en algún momento lo van a pagar los consumidores.

- ¿Y la causa de esto es netamente responsabilidad de la empresa que no supo calcular, no supo en el fondo proyectar su riesgo adecuadamente?

- El principal responsable es la empresa, porque, de hecho, uno cuando se compromete a cumplir un contrato tiene que estudiar dónde se va a instalar, dónde va a suministrar. Era sabido por todos los que estamos participando en esta industria de que iban a haber desacoples. O sea, que el sistema en el norte iba a estar colapsado durante las horas del día y que la demanda, por lo tanto, el costo marginal de los minutos que iban a inyectar estas centrales iba a ser muy bajo, y los retiros en el sur iban van a ser mucho más altos. Entonces, esa es la principal responsabilidad de la empresa de no haber previsto este problema estructural que íbamos a tener por un cierto período y que no lo vamos a solucionar hasta el año 2030 al menos. Es importante que el regulador también flexibilice la transmisión de manera que funcione un poco más exigida que lo que estaba pasando hoy día, de manera de poder reducir el problema estructural que tenemos de transmisión entre el sistema norte y el del sur.

- O sea, en sí, es una responsabilidad de la empresa. ¿No hay factores externos, del mercado o de una situación particular que estemos viviendo?

- Lo más externo que hay es que lo más probable es que la línea Kimal-Lo Aguirre, que está partiendo recién ahora con los estudios de impacto ambiental, deberíamos haberla tenido andando hace mucho antes. Eso puede ser. Y la otra solución que puede haber también, que es parcial, es que tengamos un sistema de transmisión que sea más exigido, que sea más flexible y que podamos utilizarlo mejor.

- Y en ese sentido, en el caso de Cabo Leones, ¿qué le pareció esta figura que se propuso de arrendar los activos a un tercero?

- No tengo nada que comentar. Es algo que, si es legal, no sé. Pero lo que sí tiene que haber aquí es que los distribuidores tienen que exigir que los contratos se cumplan por la responsabilidad fiduciaria que ellos tienen.

- ¿Pero es una forma quizás de seguir recibiendo recursos sin estar cumpliendo obviamente con lo que debería haber cumplido?

- Es que ahí tienen que estudiarse bien los contratos respecto de si eso es permitido legalmente o no. Hay varios informes en derecho que aparentemente dicen que sí se puede hacer, pero otra cosa, insisto, es que el que era contratado, o sea el distribuidor, cumpliendo su responsabilidad fiduciaria, demande por incumplimiento de contrato a estas dos empresas.

- Y considerando que ya esta semana se vivirá la última reunión de la mesa de corto plazo para buscar soluciones a esta problemática, ¿cuál debiese ser quizás la medida más importante que se debiese tomar y quién particularmente?

- ¿Quién la tiene que tomar? Para mi gusto, insisto, los distribuidores tienen que demandar a estas empresas por haber incumplido el contrato.

- ¿Y porque cree que no lo han hecho todavía?

- No lo sé. Es que no sé si está en las bases de los distribuidores tampoco.

- Y en ese sentido, ¿la actuación del Coordinador Eléctrico le ha parecido adecuada? 

- Sí, absolutamente. Apoyamos la actuación del Coordinador y valoramos lo que está haciendo.

Almacenamiento e hidrógeno verde

- ¿Cómo está mirando el 2023 en materia de planes de inversión? ¿Están buscando ser más ambiciosos quizás de lo que fueron ahora o van a mantener de alguna manera un poco la cautela?

- Primero que todo, estamos en plena ejecución de un proyecto muy grande en el norte, con una inversión de US$ 850 millones. Está recién empezando a llegar todos los suministros. Es un proyecto que se va a demorar, vamos a estar construyendo ahí hasta el año 2024 y esa es nuestra preocupación. Segundo, estamos en pleno desarrollo de varios otros proyectos. Tenemos 1.000 MW de proyectos aprobados ambientalmente, otros mil que estamos en distintas etapas de desarrollo respecto del estudio de impacto ambiental. Es decir, somos una empresa que tiene que seguir mirando el futuro y llevamos 36 años en el mercado eléctrico como Colbún y esperamos seguir estando en este mismo mercado, al menos otros 36, por decirlo menos, así que tenemos que mirar el largo plazo.

- ¿Pero hasta el momento se mantienen las mismas metas al menos de lo que están proyectando o es posible quizás subir un poco la vara?

- Nosotros tenemos una meta que es generar unos 4.000 MW de capacidad adicional de aquí al año 2030. Esto obviamente va a depender de que tengamos clientes que nos demanden esa energía y que los proyectos que desarrollemos sean aprobados ambientalmente, sean bien recibidos socialmente. Creo que lo que acabamos de hacer en Diego de Almagro respecto a cómo actuamos frente a las comunidades locales, a la generación de trabajo, a la creación de emprendimientos, al pago oportuno y en el menor tiempo posible a todas las pequeñas y medianas empresas... En este proyecto hubo más de 200 proveedores, de los cuales más de 150 eran pymes y, de esas, del orden de 56 eran con domicilio en Atacama. Nosotros venimos acá para quedarnos. En general, nuestra característica en el desarrollo de proyectos ha sido tener primero cumplir todos los estándares ambientales y, segundo, tener un involucramiento y un acercamiento a las comunidades lo más alto posible.

- En materia de almacenamiento propiamente tal, ¿cuáles son los planes en concreto ya una vez superada esta inauguración?
- Esta es una planta que tiene algo más de 280 MW de capacidad, va a generar más de 600 GWh de energía al año y le instalamos un primer módulo de batería de 8 MW que dura cuatro horas, o sea, 32 MW de energía. Lo ideal es crecer allí mismo. También hoy la disponibilidad de batería en el mundo no es muy alta, o sea, hay una demanda enorme por baterías. Segundo, tenemos que aprender bien a usar las baterías. Es una tecnología relativamente nueva para nuestro sistema nacional. De hecho, el mismo Coordinador nos ha hecho un montón de preguntas, porque es relativamente nuevo cómo se conecta al sistema...

Pero al igual como tenemos el orden de 1.000 MW de baterías en las represas en el sur, queremos desarrollar un parque relevante de baterías en el norte de manera de tener capacidad de suministrar energía 24/7 de manera permanente a nuestros clientes. Entonces, claramente el tema de la batería es algo que viene en desarrollo y es una estrategia importante nuestra crecer en baterías.

- El próximo paso en materia almacenamiento, baterías, ¿cuál sería? ¿Un proyecto de mayor escala?

- Primero, crecer acá. Segundo, tenemos un proyecto aprobado ambientalmente que tiene una capacidad de almacenaje significativamente mayor que este, que está en el norte, en la Región de Arica, y que esperamos poder desarrollarlo lo antes posible. Va a depender también de la demanda por energía y por eso que ese proyecto que está en el extremo norte es clave que tenga baterías para poder despachar esa energía en las horas laterales que se llaman, donde los costos marginales no son cero.

- ¿Y ahí es necesario esperar un poco lo que salga de ese reglamento que tiene que salir con la ley o pueden echar a andar todos esos proyectos independiente de qué tanto avance el reglamento? Porque eso va a demanda al menos el primer semestre...

- Obviamente tenemos que esperar para iniciar cualquier desarrollo de esa magnitud, que estén todos los reglamentos y las reglas del juego bastante claras. Por eso es que este un proyecto relativamente chico, pero a pesar de ser chico, es el más grande que está en Atacama, es de los más grandes proyectos de baterías que se han instalado en Chile. Pero si uno lo ve como orden de magnitud, cara a la escala de esta planta, cara a la escala de lo que generamos nosotros como Colbún, es bastante chico, pero primero tenemos que aprender.

- En materia de hidrógeno verde, ¿hay planes concretos de incursionar más decididamente en el hidrógeno verde? 

- Hay dos temas relevantes. Uno, para que exportemos hidrógeno verde como país creo que falta harto rato. Hoy se puede exportar como subproducto amoniaco, pero lo que sí es importante estar ahí, al igual como lo hicimos acá, en batería. Estamos desarrollando proyectos de menor escala de hidrógeno verde. Este acuerdo que hicimos con el aeropuerto para generar hidrógeno verde y poder entregarle a toda la flota de transporte dentro del aeropuerto, en cosas como esa estamos. Obviamente mirando si va a haber algún desarrollo más relevante en el futuro. Acabamos de hacer una gira importante con varios ejecutivos de la compañía en Europa. Otro grupo fue a Japón a mirar cosas de qué es lo que está pasando en hidrógeno verde.

- ¿Y qué está faltando puntualmente para dar ese paso a un proyecto quizás de gran escala en materia de hidrógeno verde? 

- Falta harto, entre otras cosas, lo que mencioné respecto a las aprobaciones ambientales de los proyectos. Y, además, también hay un tema de tecnología para ser capaz de exportar hidrógeno verde. Le voy a dar un solo ejemplo. Un proyecto que exporte el equivalente a 200.000 toneladas de hidrógeno al año. Y si lo hace en forma de amoníaco, es equivalente a 1 millón de toneladas anuales. Ese proyecto, solo en la inversión en la generación eléctrica más la hidrolización para hacer el hidrógeno y la conversión a amoníaco, sin hablar de puertos, necesitamos una inversión del orden de entre 6 y 7 mil millones de dólares. Son inversiones grandes. Aquí estamos hablando de inversiones muy grandes, proyectos muy grandes.

- ¿Y lo que pasó recientemente con el retiro del estudio de impacto ambiental del proyecto Faro del Sur de Enel es de alguna manera un síntoma de eso, de esas dificultades que pueden estar acarreando proyectos de hidrógeno verde?

- La información que entiendo, que es lo que ha salido en la prensa, no tengo más información que la prensa, es que retiraron el proyecto porque habían dos temas: cosas que le habían faltado en la determinación de la línea base y exigencias que ellos consideraban que eran más allá de lo que la ley exige.

- ¿Y eso puede ser factible? 
- Es que no conozco el detalle ni de las exigencias ni de lo que les faltó. Yo simplemente estoy hablando de información pública.

- ¿Pero al menos Colbún lo ve un poco más a largo plazo emprender un proyecto a gran escala en materia de hidrógeno verde?
- Proyecto del nivel de escala que mencioné, sí lo veo en el largo plazo porque creo que todavía falta. Creo que todavía podemos hacer cosas locales, como por ejemplo hacer plantas de hidrógeno verde cerca de lugares donde está el uso del hidrógeno, en camiones de la minería, por ejemplo. Uno puede instalar una planta hidrógeno verde en esa escala. Son plantas bastante modulares. Entonces, uno las puede instalar en esa escala para ser utilizadas en algún sector.

- ¿Están conversando algo puntualmente ahora quizás no en un proyecto a gran escala, pero sí en algo menor? 
- Estamos viendo hartas alternativas. En su oportunidad las daremos a conocer.