A punto de cumplir tres meses en la gerencia general de la eléctrica Colbún está Thomas Keller. El ex presidente ejecutivo de Codelco arribó a una industria en la que si bien no había trabajado, tampoco le resultaba desconocida. Estando al mando de la cuprera, estuvo al otro lado de la mesa: negociando contratos de suministro para distintas faenas de la minera. “Es una empresa que conocía desde el punto de vista del cliente. Es un sector con un tremendo desafío y grandes oportunidades, un negocio complejo y donde estoy en un proceso de humilde aprendizaje también. Ha sido un tiempo intenso”, comenta el máximo ejecutivo de la generadora del grupo Matte, para quien hoy el sector energético juega un rol clave en el desarrollo del país.  

“Es impensable que Chile realmente pueda retomar tasas de crecimiento significativas, a no ser que también se proyecte un escenario de costos de la energía competitivos. Y eso coloca a esta industria en el corazón de esa estrategia de crecimiento país”, subraya. 

Para Keller, más que la mudanza de industria, ha sido el cambio de empresa pública a privada donde más ha notado la diferencia en estos meses. “En el caso de las empresas públicas, uno tiene una audiencia un poco más amplia. Por lo mismo, hay mayor exposición y elementos asociados a ello que uno pudiera considerar de más complejidad”, menciona.      

Ahora, en su primera entrevista desde el sillón en Colbún, Keller hace un análisis del sector energético y detalla sus preocupaciones. Una de ellas,  la baja estimación de crecimiento de la demanda eléctrica para los próximos años, lo que podría ralentizar el ingreso de nuevos proyectos, advierte.  

Donde sí hay tranquilidad en la compañía es frente a la nueva competencia que impone el ingreso al mercado chileno de la española Gas Natural Fenosa. “Queremos enfocarnos en hacer buenos proyectos y no en pelear por un punto de mercado”, asegura Keller, quien mira con escepticismo el ingreso de la estatal Enap al negocio de la generación. “Hoy, el mercado es suficientemente competitivo”, dice.    

¿Cuál fue el mandato que el grupo Matte le encomendó a su arribo a la compañía? 

Entre 2006 y 2013, Colbún fue la generadora que más capacidad nueva instaló en generación en el SIC, con cerca de 900 MW. Mi llegada no es un cambio de esa estrategia, pero sí busca darle un nuevo impulso a esta estrategia de crecimiento, la que se desarrollará en un contexto que es distinto al que vimos en el pasado.  

Usted llega a una empresa que da por cerrado un fuerte ciclo de inversiones. ¿Qué podemos esperar de esta nueva etapa de Colbún?

Estamos comenzando la construcción de un nuevo proyecto que es La Mina (34 MW), en la Región del Maule. Ya asignamos los contratos principales, así que estamos ya en plena carrera. Y en la cartera es conocido que tenemos dos proyectos importantes: Santa María II (VIII Región) y San Pedro (XIV Región). Estos proyectos tienen un programa bien definido hacia adelante. Esperamos tomar una decisión de inversión en el caso de Santa María II durante el primer trimestre del próximo año y en un período similar estamos planificando reingresar el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) de San Pedro. Así que la agenda se sigue moviendo y a un ritmo bastante fuerte.

¿Hay otro tipo de tecnología que quieran privilegiar?

Un aspecto que figura de manera significativa en nuestra agenda es rentabilizar nuestros ciclos combinados. Tenemos una inversión importante en estos equipos, la mayoría son ciclos cerrados (Nehuenco), pero tenemos uno abierto todavía (Candelaria). La decisión de cerrar ese ciclo pasa por definir de qué forma se va a desarrollar el escenario de suministro de gas natural hacia Chile.   

¿El GNL tendrá una participación relevante en el mix de generación de Colbún? 

Eso  dependerá de la evolución que tenga el precio y el resto de las condiciones de suministro del gas natural. Hay varias variables que inciden en eso. En todo caso, por el bien no sólo de Colbún, sino que del país, creo que tan importante como ello es que aumente el porcentaje de la hidroelectricidad dentro de la matriz energética chilena. Las fichas del país debiesen estar en la hidroelectricidad.     

¿Cuál es su análisis de lo que se puede esperar del GNL? ¿Es posible alcanzar precios competitivos de este hidrocarburo?

Uno podría pensar que al igual que el resto de los combustibles, el gas natural debiera ajustarse a las condiciones de mercado que estamos viviendo. Pero no olvidemos que en el caso de Chile, tenemos que incluir que gran parte del costo de    traer gas natural lo representan también los costos de gasificación, transporte y regasificación. No está claro que esos elementos, que son muy relevantes, respondan necesariamente en la misma magnitud a la caída que estamos viendo en el mercado de los combustibles fósiles propiamente tal.  

La Agenda Energética le da un rol relevante al GNL para bajar los precios de la energía. ¿Ese objetivo se puede lograr?

Hay una Agenda Energética que plantea ciertos objetivos, algunos bien ambiciosos, y la lectura que hago es que el cumplimiento de esa agenda energética ambiciosa, sobre todo en materia de precios, pasa por darle un rol muy importante a la hidroelectricidad.      

¿Hay sobreexpectativas en el desarrollo del GNL? 

Creo que hay que ser realistas y tomar las decisiones en función de todas las variables que están en juego. En el caso del gas natural, una de las variables es ver cómo va a responder el costo de la logística a lo que parece ser un nuevo escenario en materia de combustibles tradicionales.  

¿Colbún sigue evaluando construir un terminal flotante de GNL en la zona centro-sur del país? 

Seguimos trabajando en eso. Está sobre la mesa, pero no tenemos una fecha para tomar una decisión. Hoy estamos evaluando el proceso de Open Season que está desarrollando GNL Quintero. Esta alternativa también entra en la ecuación.         

La empresa cuenta con contratos con suministros esporádicos de gas natural hasta 2019. ¿Luego de esa fecha, podrían tomar una decisión sobre el terminal?

Nos da un espacio relevante para evaluar las distintas alternativas. Estas inversiones también tienen su inercia y requieren un tiempo importante para materializarse, por lo tanto, se necesita un período razonable para tomar las decisiones de más largo plazo.    

¿Con la oposición que existe hacia  el carbón, cree que esta tecnología irá bajando su presencia en los nuevos proyectos?

En la medida en que seamos capaces de hacer más proyectos hidroeléctricos, creo que sí. 

¿Y los hidroeléctricos hoy se pueden realizar?

Esperamos que sí. Angostura es un ejemplo de cómo hacer un proyecto hidroeléctrico sin ninguna conflictividad y en armonía con las comunidades. Esa es la forma que tenemos de hacer proyectos hidroeléctricos y es nuestra carta de presentación. Por lo tanto, vamos a privilegiar en nuestro portafolio esos proyectos.   

¿HidroAysén no podría generar un efecto negativo?

Cada proyecto tiene que ser evaluado en su mérito y sabemos que en el caso de HidroAysén hubo ciertas oposiciones, pero ese caso no es extrapolable a otras regiones.

¿HidroAysén tiene la lápida puesta?

Realizarlo pasa por una definición país de cómo queremos aprovechar los recursos hídricos de Aysén. Siempre hemos planteado que proyectos de esta complejidad deben enmarcarse en una política energética de largo plazo y en una política de cuencas. A la larga, esos recursos se van a traducir en energía eléctrica, a lo mejor no exactamente de la misma forma que se diseñó originalmente, pero estamos convencidos de que es un recurso que Chile no puede desaprovechar. Hoy, el proyecto no se está desarrollando. Estamos a la espera de lo que decida el Tribunal Ambiental.

¿Qué aprendizajes obtuvo la compañía con este proyecto?

Que la excelencia en las dimensiones sociales, comunitarias y ambientales son tanto o más importantes que la excelencia en materia de operación e integridad técnica. Son todas igualmente importantes.

¿Las megacentrales están en retirada para dar cabida a proyectos medianos?

Claramente son más fáciles de materializar los segundos. Pero no podemos descartar las operaciones más grandes cuando las condiciones así lo ameritan. Si se pueden desarrollar de forma sustentable del punto de vista comunitario y ambiental, no deberían descartarse. Si uno observa países de la región, como Colombia, Perú, Argentina y Ecuador, todos están desarrollando proyectos hidro- eléctricos en un nivel que supera cuatro a cinco veces los MW hídricos que estamos construyendo en Chile. E incluso, países desarrollados, como Canadá, están construyendo hoy grandes centrales hidroeléctricas. 

¿El desarrollo futuro de Colbún será hacia centrales de qué tipo?

Los proyectos también están en función de las condiciones objetivas que enfrenta. En La Mina, las condiciones técnicas y ambientales amparan un proyecto relativamente pequeño, pero tenemos San Pedro, que será del orden de 150-170 MW, porque ahí las condiciones son distintas. No se puede prejuzgar el tamaño.  

COMPETENCIA

El gobierno le ha dado un rol relevante a Enap en generación. ¿Qué le parece, dado que esta industria es administrada por el sector privado?

En tanto cliente de suministro eléctrico y por la dinámica que tiene la aprobación de los proyectos, entiendo que Enap tome un rol más activo en facilitar nuevos proyectos, tal como lo hace una empresa minera como Codelco o BHP Billiton con Kelar. La parte que no entiendo es por qué Enap también va a participar como dueño en la etapa de generación. Creo que tenemos un mercado bastante competitivo. Hemos visto que van a entrar dos nuevos actores relevantes a la industria. La verdad es que no veo la lógica y, es más, veo más desventajas y problemas.

¿Qué tipo de problemas?

Seamos bien francos en esto: el rol del Estado es crear competencia y hoy tenemos competencia. La verdad es que no veo ninguna necesidad de tener a Enap en un rol de generación. Una empresa minera o petroquímica se involucra en promover y en llevar un proyecto energético a su etapa de construcción. Es la única forma, muchas veces, de controlar que los proyectos de suministro eléctrico, que son necesarios para los proyectos mineros o petroquímicos, vayan de la mano para que coincidan los timings.

¿Es un retroceso para el mercado que ingrese una empresa estatal a generar mayor competencia?

Sé que la intención primordial de la autoridad es asegurar un buen timing. No vería con buenos ojos el tema de tener a una empresa estatal en el mercado de generación, cuando hay claramente suficiente competencia y esa competencia está aumentando con el ingreso de nuevos actores. 

¿Y si Enap los llamara a participar de sus proyectos?

Eso no ha ocurrido y prefiero no ponerme en una situación hipotética.

¿Les preocupa el ingreso de nuevos actores al mercado y los fectos en la participación de Colbún?

Siempre ha habido competencia, y si ésta aumenta, bienvenida sea. Mucho más importante que tener un punto más o un punto menos en la participación de mercado, es hacer buenos proyectos. A la larga, eso es lo que esperan nuestros accionistas y lo que necesita el país. Más que perseguir a cualquier costo una participación de mercado, lo que queremos hacer son buenos proyectos.

REFORMAS Y NUEVOS PROYECTOS

El gobierno está impulsando varias reformas, una de ellas la laboral. ¿Cómo ve Colbún este escenario?

Al igual que el resto de la sociedad y el mundo empresarial, estamos muy atentos a las reformas. Esto conlleva incertidumbre y nosotros abogamos para que se despeje esta incertidumbre lo antes posible.

El lunes se da a conocer la reforma laboral. ¿Esa mirada atenta se puede transformar en inquietud?

Veamos qué dice el proyecto. 

¿Estas incertidumbres podrían afectar los nuevos proyectos?

Quisiéramos que se dé la nueva fase de inversiones. Nosotros tenemos Santa María II y San Pedro en carpeta. Si hipotéticamente el tema país cambiara mucho, esos proyectos se van a revaluar, porque cuando las cosas cambian mucho, por supuesto que uno revalúa. Pero hoy no estamos en ese escenario.

¿Qué hace que hoy sea factible impulsar Santa María II? 

Estamos optimistas respecto de Santa María II, pero todavía no hemos tomado una decisión. Para hacerlo hay que ver el aspecto social, porque tenemos que llegar al convencimiento de que tal como lo hemos hecho en los otros casos, estamos entrando por la puerta ancha y no de espaldas a la comunidad. Tenemos todos los permisos, hemos enfrentado más de 90 fiscalizaciones sin ninguna multa o sanción, no hemos tenido fallos judiciales adversos y la central ha mostrado un muy buen desempeño ambiental. Por último, hemos demostrado que cumplimos con nuestros compromisos y que privilegiamos las buenas relaciones con nuestros vecinos. Eso nos hace ser optimistas.

¿Lo que está sucediendo con Bocamina no mancha esos logros?

Seguimos con interés el tema de Bocamina, pero cada empresa tiene sus características. Nosotros no opinamos sobre las actividades de otras empresas. 

Pero sin emitir juicios, ¿podrían verse dañados esos avances?

En general, las plantas termoeléctricas enfrentan desafíos importantes en esta materia y nosotros no somos una excepción.

¿Qué otro aspecto están viendo para materializar la inversión?

También la visión comercial. Uno de los aspectos que han cambiado en el último tiempo son las proyecciones de demanda eléctrica, las que han ido a la baja. Estamos terminando de evaluar cuál es el impacto de ese nuevo escenario, el cual a todos nos ha sorprendido. Hay una baja preocupante en la estimación de demanda de parte de la CNE, no solamente para el futuro inmediato, sino que también para el mediano y largo plazo.

¿Eso puede ralentizar la incorporación de proyectos.

Claro, como pasaría en cualquier industria. No podemos generar una situación de sobreoferta. 

¿Qué tan complejo están viendo el 2015?

El año 2014 fue un año menos malo que los anteriores en materia de lluvias y eso tiene su correlato en los deshielos y, por último, en el precio. Esto  genera una buena expectativa para los primeros meses de 2015. Ahora, la baja demanda eléctrica ayuda, entre comillas, pero es una mala ayuda. Me resisto a aceptar esta lógica de que vamos a estresar menos al sistema eléctrico, porque el país va a crecer menos. No es una buena novedad. Estamos enfrentados, en el corto plazo, a una demanda que crece bastante menos de lo que teníamos proyectado un año atrás y tenemos que ver cómo evoluciona dicha demanda hacia adelante. No olvidemos que una planta como Santa María II tiene un tiempo de ejecución de 43 meses. Si  este fenómeno de menor demanda no es transitorio, sino más bien permanente, es algo que incide sobre la rentabilidad de este proyecto. En eso hay que ser bien francos y ese es el análisis que estamos haciendo.