¿Qué previsiones hacen sobre el mercado chileno poscovid-19?

La perspectiva estará ligada a cómo se desenvuelve la economía. Toda la balanza entre especulación si tal o cual mercado anuncia su reapertura, y otras variables como el precio del cobre –un driver muy importante en Chile– que se ha visto que va subiendo y bajando entre días de la semana, modifican las previsiones en distintas industrias.
Extrapolando aquello a futuro, nosotros como Players que estamos buscando empresas de gran consumo de energía, nos queda ver las oportunidades que se están dando pero siempre anticipándonos; por ejemplo, viendo el mercado de metales para hacer proyecciones en el caso de la minería o viendo la economía en general para los grandes consumos.

¿Qué gran reto tienen hoy?

Hay que darle un poco la vuelta a la rueda para ser cada vez más competitivos. Todos vamos a tener que ajustar nuestros costos para acomodarnos a la nueva realidad que se nos presente.

¿Prevén proyectos para cubrir la demanda de sectores como el minero?

El suministro de energía siempre estará supeditado a la necesidad de consumo energético de los clientes.

¿Qué tecnologías están evaluando?

Como Power Tree continuaremos con solar fotovoltaica y almacenamiento de energía, que nos da cierta versatilidad. Pero hay una gran transición entre lo que es suministrar a un cliente Industrial minero con un sistema híbrido versus hacer un mix entre vender al mercado spot y un PPA con alguien, también servicios complementarios al sistema eléctrico donde, para ese mix, que sería una diversificación del riesgo, nos ayudaría a adoptar nuevas tecnologías más rápido.

El 46% de los proyectos de generación eléctrica declarados en construcción en Chile son de tecnología solar fotovoltaica

¿Entra en juego la regulación para que todo esto se concrete?

Dependemos mucho de la regulación. En Chile, la regulación de servicios complementarios lleva ya mucho tiempo y aún no hay una norma como tal para poder implementar nuevas tecnologías de manera más agresiva y generar mayor competitividad.

Me comentó que trabajan con almacenamiento, ¿estas soluciones ya aportan a la competitividad de los sistemas o aún no cierra la ecuación?

Por nuestra naturaleza, el enfoque primero siempre será financiero y luego vendrá de la mano lo técnico.
Cada vez más, están saliendo nuevas tecnologías prometedoras. Pero un gran punto evaluar por un financista que va a colocar su dinero en un horizonte de 25 a 30 años son las garantías que vienen detrás.

Si alguien tiene la posibilidad de tener capital para asumir el riesgo con tecnologías nuevas es fenomenal; eso da track record para que dentro de dos años empresas como la nuestra podemos adoptar esas tecnologías.

Las baterías tienen muchas cualidades distintas. Mientras que unas son de ciclo profundo –con carga y descarga más lentas– otras, son mucho más rápidas y sirven para dar servicios complementarios que generen inestabilidad en la red. Ese mix de tecnologías va acorde a la solución que estemos viendo ya sea para un consumidor industrial para tener ese mix de PPA regulación del sistema y nuestra propia distribución de la generación.

¿Se ordena el mercado? Power Tree juega sus fichas de inversión con 550 MW de energías renovables

¿Su meta de lograr 300 megavatios en PMGD hacia final de año se mantiene?

Sí, esa cifra todavía se mantiene. Ya estamos cercanos al cierre del financiamiento para finales del tercer cuarto del año.

¿Qué horizontes de inversión identifican en Chile hacia 2030?

Tenemos la proyección de aumentar la cartera en PGMD o dar el salto a gran escala para poder entrar con grandes consumidores.

Pero hay un período de transición qué es considerable en la construcción de los proyectos qué debe hacer revisado de cara a la «vuelta a la normalidad».

En todos los países se están realizando los permisos. Por lo que, para tener un proyecto ready to build u obtener las autorizaciones de construcción a haber una fila de permisos que venían desde quizá febrero y marzo que se deberán ir atendiendo antes de que iniciar las construcciones en octubre.

¿Se trata de costo o de tiempos?

Ambas. Esa transición tiene una incerteza en los tiempos que, a su vez, se transfieren incertezas para proyectos futuros que impactan indirectamente en precios.

¿Porqué?

Se van acumulando los pedidos. Los rendimientos de las autoridades son limitados.

¿Cómo siguen?

La apuesta sigue pero de manera estratégica.

¿Cuánto aspiran a ganar en el mercado de aquí a 2030?

Consideró que podremos sumar entre 700 megavatios a un gigavatio. Adicionalmente, por detrás irá un pipeline de 3 GW.

¿Para lograrlo qué requerirían del Gobierno chileno?

Como mercado necesitamos ver concretadas más reformas técnicas. Para la descarbonización que tanto se anuncia tenemos que ver incentivos para que los desarrolladores empiecen a tomar vuelo a pesar del coronavirus.

Un ejemplo que estaría sucediendo y que se ya se dio en Argentina durante el Gobierno de (Mauricio) Macri fue que el costo de desarrollar un proyecto de 10 megavatios (como los de MiniRen) significaba lo mismo que para desarrollar uno de 100 megavatios (como los de RenovAr) y con esto me refiero a los estudios de etapa 1 por ejemplo que costaban lo mismo. Allí, no se llegó a plantear una forma exprés para que los proyectos más chicos puedan encontrar facilidades y sean rentables. En Chile, debemos trabajar sobre eso.