Joan Leal — EDF power solutions Chile

En este podcast

1. 0:15
   01

   Trayectoria: de la infraestructura al almacenamiento y a EDF

   Joan repasa su formación como ingeniero civil, los años en proyectos de infraestructura y energía térmica, el emprendimiento de almacenamiento en Silicon Valley y el camino que lo llevó a liderar EDF en Chile.

   • De la ingeniería civil, a lo eléctrico

     0:15

     Tras años de consultoría en Latinoamérica y un proyecto de energía y gas en Sudáfrica, la curiosidad por la transformación energética en marcha lo llevó a hacer un quiebre: una escuela de negocios en Estados Unidos para explorar el vínculo entre infraestructura, energía y cambio climático.

     “Yo soy originalmente ingeniero civil de profesión, no ingeniero eléctrico como muchos pensarían, y dediqué la primera parte de mi carrera, desde Concepción hasta Santiago, a proyectos de infraestructura de gran escala: minería, portuaria y energía, principalmente proyectos térmicos, que es lo que se estaba haciendo en Chile en los 2000.” —Joan Leal

   • Los bichos raros de Silicon Valley

     1:43

     En 2016, cuando el almacenamiento a gran escala todavía apuntaba a las centrales de bombeo, emprendió en Estados Unidos con un startup que llegó a integrar bombeo con desalinización de agua y abrió oficinas en México y Santiago.

     “Las baterías todavía estaban en un precio inalcanzable para los mercados eléctricos, no solamente en Chile sino también en California. Montamos esta empresa, levantamos capital y éramos los bichos raros de Silicon Valley, porque estábamos en infraestructura: una empresa de desarrollo de proyectos, no de tecnología.” —Joan Leal

   • El cruce con EDF: un joint venture para el bombeo

     3:22

     La búsqueda de socios para crecer lo conectó con el grupo francés, que en 2019 formó con su startup un joint venture para desarrollar almacenamiento a mayor escala con el interés puesto en Chile, y a fines de 2020 Joan volvió a Santiago a liderarlo.

     “Fue en 2018 cuando me crucé con EDF en Estados Unidos, que estaba buscando también proyectos de almacenamiento con distintas tecnologías, con un foco fuerte en centrales de bombeo hidráulico; de hecho, EDF opera más de 5 GW de centrales de bombeo en el mundo.” —Joan Leal

   • Cruzar la avenida: de socio a empleado

     4:45

     Los proyectos de bombeo del joint venture no prosperaron, entre otras razones porque la regulación chilena no reconocía su remuneración; cuando EDF detuvo ese desarrollo, le propuso integrarse al grupo.

     “La decisión mía fue instantánea, porque pude conocer a EDF como socio por muchos años, donde la experiencia fue fantástica y hubo alineamiento en principios y en visión; crucé la avenida de socio a empleado de EDF y el 2023 tomé el cargo de la operación en Chile.” —Joan Leal

2. 5:38
   02

   Grupo EDF: 80 años, matriz descarbonizada y vocación exportadora

   El origen estatal de EDF en la posguerra, la escala de su matriz nuclear, hidráulica y renovable, y el rol exportador que asumió en la seguridad energética europea.

   • Nacida para reconstruir un sistema fragmentado

     5:38

     Francisco pregunta por EDF en Chile, pero Joan parte por el grupo que lo respalda: la misión con que nació en la Francia de la posguerra sigue explicando su carácter de empresa pública y su presencia en todos los eslabones del negocio eléctrico.

     “En 2026 estamos celebrando 80 años de vida con una visión muy noble, que era reconstruir el sistema eléctrico, que estaba muy fragmentado y destruido después de la Segunda Guerra Mundial; partió con un origen estatal, para integrar la fragmentación que existía entre los distintos actores y construir una empresa estatal que prestara servicios en toda la cadena de valor.” —Joan Leal

   • Tres veces la capacidad instalada de Chile

     6:30

     La matriz del grupo combina nuclear, hidroelectricidad, renovables y ahora almacenamiento, y con esa mezcla declara un 95% de generación descarbonizada en los 20 países donde opera, muy cerca de la carbono neutralidad.

     “Tenemos una capacidad instalada como EDF de unos 130 GW, poco más de tres veces la capacidad instalada de Chile, más de 40 millones de clientes y una generación bruta bien interesante: un poquito más de 500 TWh por año.” —Joan Leal

   • El mayor exportador de electricidad del mundo

     7:24

     Más de 100 de esos 500 TWh anuales se venden al resto de Europa, una posición que convirtió al grupo en un pilar de la seguridad energética del continente y en la base de la visión que, siendo 100% propiedad del Estado francés, sale a replicar en otros países.

     “EDF tiene suministro energético asegurado en Francia con este mix nuclear, hidro y renovable, pero además nos transformamos, sobre todo después de la crisis de Ucrania y Rusia, en el exportador de electricidad más grande del mundo.” —Joan Leal

3. 8:29
   03

   EDF en Chile: 1.700 MW con socios en coinversión

   El portafolio que el grupo levantó en doce años en Chile, la lógica de coinvertir en joint ventures con socios complementarios, la autonomía financiera de la filial EDF power solutions y los socios AME e Ibereólica.

   • Casi 1.700 MW en doce años

     8:29

     Para el grupo, Chile fue el primer destino de su visión internacional de carbono neutralidad y seguridad energética; el resultado, en poco más de una década, es un parque que hoy lo ubica entre los mayores generadores del país.

     “Actualmente hemos construido, con un modelo de negocio muy interesante, con socios en coinversión, un portafolio de proyectos en capacidad bruta de casi 1.700 MW; parecido a la historia de EDF en Francia, también con un portafolio muy híbrido, donde tenemos generación solar, eólica, generación con gas, y ahora estamos entrando en almacenamiento de energía con baterías.” —Joan Leal

   • Socios complementarios: el caso base fuera de Francia

     9:25

     Más que una fórmula hecha para Chile, la coinversión en joint ventures bajo control compartido es la vía con que el grupo, un industrial de la generación con competencias propias en desarrollo, construcción y operación, se expande en los más de 20 países donde opera.

     “La selección del socio no siempre es fácil, porque tenemos que buscar esa complementariedad que nos permita, en primer lugar, acelerar el crecimiento en los países donde operamos, compartir los riesgos y, por supuesto, la inversión; hemos probado que es un modelo bastante exitoso y lo hemos desarrollado como caso base de nuestro modelo de negocio en todo el mundo, a excepción de Francia, donde las inversiones las hacemos directamente como EDF.” —Joan Leal

   • EDF power solutions: autonomía financiera sin consolidar deuda

     11:19

     La filial internacional del grupo opera con un mandato propio, y ese diseño financiero es parte de la razón por la que los proyectos chilenos se estructuran como se estructuran: con socios y con deuda a nivel de proyecto.

     “Dentro de este modelo de negocio, lo que buscamos también, siendo una filial del grupo EDF que se llama EDF power solutions, es tener una autonomía financiera: poder autogestionar nuestras inversiones en los países donde operamos y también evitar la consolidación de deuda hacia la casa matriz.” —Joan Leal

   • AME, Ibereólica y la puerta abierta a nuevos socios

     11:46

     Cada alianza marca un perfil de proyecto —el socio chileno de la primera década, un desarrollador europeo en la plataforma eólica—, y repartir las apuestas entre más de uno es también una forma de gestionar riesgo.

     “En Chile todos los proyectos que están en operación los tenemos con socios con distintos perfiles; en general hemos crecido por diez años con un socio importante, que es AME, tenemos otra plataforma eólica con un socio español, que es Ibereólica, y estamos abiertos para el futuro a crecer con otros socios, buscando no solamente acelerar el crecimiento sino también diversificar los joint ventures que tenemos establecidos en el país.” —Joan Leal

     ⚡ Nota IA: AME (Andes Mining & Energy) es el socio chileno con el que EDF controla en partes iguales Generadora Metropolitana, dueña de las centrales a gas Nueva Renca y Los Vientos; con la española Ibereólica comparte los parques eólicos Cabo Leones, en la región de Atacama.

4. 12:28
   04

   Decidir como gigante: agilidad local y perímetro estratégico

   El valor del socio local en la toma de decisiones, la estructura de comités con un umbral que separa Chile de Francia, y la revisión estratégica anual que define qué oportunidades pueden aprobarse.

   • La agilidad que aporta el socio local

     12:28

     Francisco plantea que un socio que conoce la parte comercial, la permisología y los riesgos locales complementa a una multinacional con toda la capacidad técnica y de construcción; para Joan, el aporte del socio no termina en el conocimiento.

     “Agrega mucho valor. Nosotros, EDF, somos una empresa muy grande, con una estructura muy grande; hemos trabajado mucho en los últimos años en optimizar y agilizar nuestra operación, no obstante, también reconocemos el valor que los socios locales aportan en la agilidad de la toma de decisiones y, por supuesto, el conocimiento local de los países donde comenzamos nuestra operación.” —Joan Leal

   • Comités locales y un umbral para ir a Francia

     13:15

     Una empresa de este tamaño suele acumular instancias de aprobación, y la filial reorganizó esa cadena para que el mercado chileno, con licitaciones y comercialización de energía cada vez más rápidas, no quede esperando respuestas de la casa matriz.

     “Tenemos una estructura muy ágil: si tenemos una toma de decisión de montos de inversión más bajos que el umbral, los podemos hacer a nivel local, en un comité de inversión Latinoamérica donde yo también soy parte; si supera el umbral, tenemos que ir a un comité de inversión en Francia, que también es muy ágil y que podemos agendar en una escala de tiempo de semanas con nuestro CEO global.” —Joan Leal

   • Un perímetro estratégico que se revisa cada año

     15:47

     El grupo fija tres requisitos pragmáticos —aportar a la transición energética del país, foco en el cliente y los retornos acordados— y con ellos el equipo local sabe de antemano qué oportunidades llegarán vivas al comité.

     “Tenemos una disciplina que nos ha ayudado mucho a agilizar la toma de decisiones: una revisión estratégica anual del portafolio de corto, mediano y largo plazo, que nos define un perímetro de cuáles son las tecnologías, cuáles son los volúmenes de energía que vamos a buscar y el tipo de inversiones.” —Joan Leal

5. 16:58
   05

   Project finance y contratos diseñados desde el cliente

   Cómo se financian los proyectos de EDF, qué exige esa estructura a los contratos, y el giro de diseñar la oferta a partir de la necesidad del cliente en vez de pedirle que se adapte a la central.

   • Project finance: contratos y contrapartes sólidas

     16:58

     Todos los activos del grupo en Chile se levantaron con la misma arquitectura financiera, y gracias a ella han llegado a la banca internacional y, más recientemente, a la local; esa arquitectura condiciona qué proyectos se pueden hacer.

     “Es parte de los requisitos de cómo invertir en estos proyectos: necesitamos proyectos que tengan contratos con contrapartes sólidas y socios de largo plazo que estén disponibles para ir en la misma estructura de financiamiento, que es project finance, un modelo que no es tan complejo de implementar.” —Joan Leal

     ⚡ Nota IA: Project finance: financiamiento en que la deuda se respalda en los flujos futuros del propio proyecto —sus contratos de venta de energía— y no en el balance de los dueños; por eso exige contratos largos con compradores solventes y permite a los socios no cargar esa deuda en sus propios libros.

   • ¿24/7, bloques nocturnos o solar? Primero, la necesidad del cliente

     18:22

     Francisco pregunta si los PPA se han acortado respecto de las centrales de hace 20 años que exigían 30 años de compromiso; la respuesta de EDF empieza por otro lado: el plazo depende de si el cliente es una minera que opera 15 o 20 años, una industria que requiere 5 o 10, o una distribuidora cuyas licitaciones vienen estandarizadas en 10, 15 o 20.

     “Lo primero, en esta nueva etapa del sector eléctrico en Chile, es poner el foco en la necesidad de ese cliente, y ahí es donde invertimos mucho tiempo: ¿necesita un contrato 24/7, un contrato en bloques nocturnos, un contrato solar? ¿Con qué perfil, plano tipo base load o no? ¿Qué duración necesita?” —Joan Leal

   • Ingeniería inversa hacia un proyecto financiable

     20:52

     Con su portafolio arman un perfil de generación que calce con el consumo del cliente y acote la exposición al mercado, una exigencia mayor en un escenario de incertidumbre de largo plazo; la propuesta de valor completa es plazo más perfil.

     “La ingeniería inversa que nosotros hacemos como EDF es cómo podemos satisfacer esa necesidad del cliente de forma que cumpla con nuestro modelo de negocio y pueda ser financiable por la banca internacional o nacional; en algunos casos encontramos restricciones cuando los contratos son muy de corto plazo —bajo 10 años— porque un project finance puede ser desafiante, y si es el caso tenemos que buscar otras formas de financiamiento.” —Joan Leal

   • Un cambio de paradigma empujado por la electrificación

     22:17

     Francisco atribuye parte del giro a la competencia: de dos o tres grandes generadores por país a 400 coordinados en Chile, con tecnologías modulares que permiten proyectos más pequeños y flexibles; quien no se adapta, pierde.

     “Es un cambio de paradigma en el sector respecto a lo que se veía antes, donde los generadores teníamos energía disponible y les pedíamos a los clientes que se ajustaran a las necesidades de esa energía; ahora es al revés, y pensando en la electrificación que vamos a ver en las distintas industrias en Chile en la próxima década, el desafío de los generadores es cómo nos ajustamos a las necesidades de los usuarios finales.” —Joan Leal

6. 23:46
   06

   Clientes regulados y la apuesta por Chile

   La proporción regulado/libre del portafolio y hacia dónde se mueve, la convicción de servir a los clientes regulados que viene del origen estatal del grupo, y por qué EDF sigue viendo a Chile como destino de inversión.

   • Ochenta regulado, veinte libre: una proporción a balancear

     23:46

     El giro hacia clientes libres no busca abandonar las licitaciones reguladas: responde a la nueva demanda que el grupo anticipa por electrificación, desalinización de agua de mar y data centers en minería e industria.

     “Actualmente nuestro portafolio está mucho más inclinado a clientes regulados, que ha sido la historia del grupo desde que partimos el 2014 en Chile, y estamos en una proporción de aproximadamente 80 regulados, 20 no regulados; no obstante, lo que estamos viendo en el corto y mediano plazo es que vamos a empezar a balancear.” —Joan Leal

     ⚡ Nota IA: En Chile, los clientes regulados (hogares, comercio y pequeños consumos) pagan un precio fijado por la autoridad a partir de licitaciones de suministro para las distribuidoras; los clientes libres son grandes consumidores —sobre 5.000 kW de potencia conectada y, por opción, desde 300 kW— que negocian directamente sus contratos con los generadores.

   • Una convicción estatal por el cliente regulado

     25:35

     Francisco recuerda las críticas al mercado regulado de la última década —sobrecontratación, contratos que no se despachan al 100%, quiebras de generadores que vendieron barato sin cubrir el riesgo nodal, migración de clientes— y pregunta cómo evalúa EDF estar tan expuesto a él.

     “Nosotros somos una empresa estatal que desde Francia sirve a sus clientes regulados, no solamente en generación sino también en transmisión y distribución; entonces, por bases fundamentales y principios, tenemos el convencimiento de que debemos estar al servicio de los clientes regulados: los usuarios finales, las empresas de distribución, las personas que están en su casa con la luz.” —Joan Leal

   • La energía como política de Estado, pese al péndulo

     27:06

     Tras doce años en el país y una estrategia recién actualizada, el grupo renueva su decisión de seguir invirtiendo: pese al estallido social y la pandemia, ve en Chile una estabilidad económica, social y política que destaca en la región y un país donde la inversión es bien recibida.

     “Más allá de lo que hemos visto en nuestros cambios regulatorios y algunas distorsiones en los últimos años, seguimos convencidos de que Chile, sobre todo en el sector energético, lo considera una política de Estado de largo plazo; hemos visto cambios de gobierno, y estos cambios de péndulo podrían ser una nueva normalidad, pero en todos los escenarios la política energética sigue siendo una política de Estado.” —Joan Leal

7. 28:29
   07

   Riesgo y bancabilidad del contrato regulado

   Cómo EDF gestiona el riesgo de sus contratos regulados antiguos, qué mejoraron las nuevas licitaciones y si un PPA regulado sigue convenciendo a la banca después de las leyes de estabilización.

   • Portafolio e hibridización, no activos únicos

     28:29

     Las licitaciones recientes incorporaron lecciones del pasado —división por zonas y bloques horarios, entre otras— para que el suministrador pueda gestionar mejor sus riesgos; los compromisos firmados antes de esos cambios no tienen tales resguardos y exigen otra defensa.

     “Tenemos varios contratos de clientes regulados antiguos, con un perfil de riesgo mucho más alto que el de las nuevas licitaciones, y hemos logrado gestionarlo muy bien con varios elementos: el primero es la construcción de portafolios de proyectos por sobre activos únicos, que nos permite manejar el despacho y el perfil de riesgo nodal; y lo otro es la hibridización tecnológica, que yo creo que es la clave: hibridizar las energías renovables con apoyo de generación flexible.” —Joan Leal

     ⚡ Nota IA: Riesgo nodal: en Chile el precio spot se calcula en cada nodo de la red; cuando la transmisión se congestiona, el precio donde una planta inyecta puede desacoplarse del precio donde su cliente retira, y el generador paga la diferencia.

   • Siguen siendo bancables, pese a las distorsiones

     30:28

     La pregunta de fondo es si un contrato regulado convence hoy a la banca como hace catorce años: las leyes de estabilización tarifaria dejaron una huella de incertidumbre en los financistas que la actual administración intenta cerrar.

     “Nosotros creemos que los proyectos para clientes regulados siguen siendo bancables; compararlo con un PPA con un cliente no regulado podría ser injusto, porque son condiciones y contrapartes distintas, pero las distorsiones que hemos visto en el mercado en los últimos años se compensan, de una u otra manera, con la mejor gestión de los riesgos que ofrecen las nuevas y futuras licitaciones.” —Joan Leal

     ⚡ Nota IA: Leyes PEC (Precio Estabilizado a Cliente regulado): la Ley 21.185 (2019) congeló las tarifas eléctricas residenciales tras el estallido social y la Ley 21.472 (2022) extendió el mecanismo; la diferencia entre el precio congelado y el contratado la financiaron las generadoras como deuda, que comenzó a pagarse con alzas y un recargo en las cuentas de luz desde 2024.

8. 31:49
   08

   Contratación y exposición al spot

   Qué porcentaje de un proyecto debe estar contratado para financiarse, cómo EDF define esa cifra desde una política de riesgo y por qué la irrupción de las baterías volvió más atractivo contratarse más.

   • Ni 90 ni 50: una política de riesgo, no un porcentaje

     31:49

     Lo que la banca mira no es un número mágico de contratación sino cómo calza la generación esperada con el compromiso asumido, y ese calce depende de la tecnología y de cuán hibridizado está el activo.

     “No tenemos hoy un mandato de estar al 90% o al 50% contratados, sino más bien una política de gestión del riesgo del PPA financiero, sea con un cliente regulado o no regulado, versus el perfil de generación de nuestro proyecto; normalmente puede llegar a un 70/30 o un 80/20, pero depende mucho de la ubicación del proyecto y de la proyección de precios de mercado a 10 o 15 años.” —Joan Leal

     ⚡ Nota IA: PPA (Power Purchase Agreement): contrato de largo plazo de compraventa de energía entre un generador y su cliente. En Chile es un contrato financiero: la energía física la despacha el Coordinador Eléctrico, y el generador liquida en el mercado spot la diferencia entre lo que generó y lo que su cliente consumió; esa diferencia es su exposición al spot.

   • El spread día-noche ya no es el futuro del negocio

     33:27

     En mercados estables, dejar parte de la energía sin contratar para capturar el alza del spot fue un ejercicio que el grupo hizo en otros países; la penetración acelerada de baterías en Chile volvió incierta la proyección de precios a diez o quince años.

     “Hace dos años, si estuviésemos sentados en esta misma mesa, yo habría dicho que el spread era el futuro del modelo de negocio de las empresas de generación; hoy esa visión ha cambiado, y acceder a contratos con un mayor volumen de energía contratada y menos riesgo al spot, en este escenario de incertidumbre, tiene más sentido no solamente para nosotros sino también para el modelo de project finance y para la banca.” —Joan Leal

9. 36:31
   09

   La revolución de las baterías: origen, hito y velocidad

   Por qué el futuro se volvió difícil de predecir: una nueva transformación del sistema eléctrico, la señal regulatoria que destrabó la ola de almacenamiento y la velocidad con que las baterías se instalaron.

   • Una nueva transformación, no la etapa cuatro de la transición

     36:31

     Francisco pregunta si la incertidumbre nace del miedo a cambios regulatorios o de la tecnología; para Joan es algo más profundo: después de estudiar bombeo y baterías de flujo, fue la caída de precios de las baterías la que las volvió competitivas aquí y en el mundo.

     “Yo creo que ya no vale mucho la pena hablar de la transición energética y de la etapa uno, dos, tres, porque más bien estamos viviendo una nueva transformación de nuestro sistema eléctrico: desde la matriz hidrotérmica, la incorporación del gas a principios de los 2000, la revolución de la energía renovable solar y eólica de 2010 en adelante, y lo que estamos viendo este último año como respuesta a la fuerte penetración renovable: la necesidad de almacenar energía para controlar el vertimiento.” —Joan Leal

     ⚡ Nota IA: Vertimiento: energía renovable que una planta podría generar pero que el operador del sistema le ordena no inyectar, porque la red no tiene capacidad para transportarla o porque la oferta supera a la demanda en horas de sol.

   • La tabla: el hito que gatilló la revolución

     38:12

     El vertimiento solar pedía una forma de mover energía del día a la noche; la tecnología existía, pero faltaba una señal de ingresos que hiciera financiable esa inversión.

     “El hito que cambió un poco las reglas del juego en Chile fue el famoso reglamento de potencia —o, como decimos en el sector, la tabla—, que regula la remuneración de potencia principalmente para sistemas de batería, aunque no menciona la tecnología, en duraciones cortas, hasta 5 horas; la necesidad del mercado de gestionar mejor la energía en el tiempo gatilló esta revolución del almacenamiento.” —Joan Leal

     ⚡ Nota IA: El Decreto 70 de 2023 (publicado en junio de 2024) modificó el Reglamento de Transferencias de Potencia para que los sistemas de almacenamiento reciban pago por potencia de suficiencia; durante diez años, ese reconocimiento se calcula como un porcentaje de la potencia máxima que crece con las horas de almacenamiento declaradas, según una tabla del propio decreto.

   • 3 GW en Chile: la velocidad que nadie esperaba

     38:48

     La mayoría de las baterías instaladas se diseñó para cuatro o cinco horas, justo el bloque de punta que la regulación remunera y donde la tecnología tiene una competitividad difícil de igualar, y ese formato ya está cambiando el sistema eléctrico.

     “Es algo que todos esperábamos; lo que no esperábamos es la velocidad de penetración de los sistemas de almacenamiento con batería: mientras hablamos, ya estamos seguramente en los 3 GW de capacidad instalada en Chile, y solo los sistemas de baterías ya están moviendo como el 10% de la energía del país.” —Joan Leal

10. 40:20
    10

    El modelo marginalista: origen francés y límites con baterías

    La anécdota de Marcel Boiteux y EDF, por qué el modelo de costos auditados funcionó con una matriz hidrotérmica y tropieza con el costo de oportunidad de las baterías, y la transición hacia un mercado de ofertas.

    • Marcel Boiteux: el modelo francés que Chile estrenó en 1982

      40:20

      La anécdota explica la cercanía de EDF con el esquema que ordena el despacho chileno: Boiteux hizo carrera en la compañía, que llegó a presidir, y murió en 2023.

      “El modelo marginalista lo creó un francés a fines de los años 40, Marcel Boiteux, un destacadísimo economista y matemático que, cuando lo propuso para el sector eléctrico, era consultor de EDF, recién creada en 1946; el modelo se propuso en 1949, y el primer país en implementarlo en el mundo fue Chile, en 1982.” —Joan Leal

    • El problema no es el modelo, son los costos auditados

      41:30

      Chile adoptó el esquema con una matriz hidrotérmica cuyos costos de combustible eran altos y fáciles de comprobar, y por eso funcionó bien; con solar y eólica casi gratis el ajuste fue menor, pero la batería introduce una incógnita que el esquema actual no estaba hecho para responder.

      “Con la penetración de baterías sale la nueva pregunta: ¿cuál es el costo de oportunidad de una batería, cuál es su costo variable, la cargamos con energía a costo cero o no? El modelo marginalista ha sido muy exitoso y no es el corazón del problema que tenemos hoy; son los costos auditados, y la gran pregunta hacia el futuro es cómo definimos criterios para esos costos variables.” —Joan Leal

      ⚡ Nota IA: Modelo marginalista: el operador despacha las centrales de menor a mayor costo variable hasta cubrir la demanda, y el precio de cada hora —el costo marginal— es el de la última unidad que entra; en Chile esos costos variables no se ofertan, se declaran y auditan, lo que es simple para una térmica con combustible pero no para una batería.

    • Hacia un mercado de ofertas: sentar las bases ahora

      42:45

      El cambio busca que los costos, las restricciones y la disponibilidad de cada planta sean transparentes para generadores y clientes; Francisco observa que los contratos ya incluyen cláusulas de cambio regulatorio incluso a cuatro u ocho años, señal de que el sector lo ve venir.

      “Mirando hacia el futuro, con la rápida penetración de baterías, es evidente para nosotros que tenemos que iniciar una conversación sobre cómo modificamos nuestro modelo hacia uno basado en oferta, que por supuesto es un desafío mayor para una transformación regulatoria de un país y de un sistema, pero sin duda tenemos que sentar las bases en el corto plazo de cómo vamos a hacer esa transición.” —Joan Leal

11. 44:14
    11

    Operar las baterías: despacho, costo de oportunidad y atributos perdidos

    Mientras llega el nuevo modelo, el sistema debe resolver cómo despacha las baterías que ya están, cómo reemplaza la inercia y la potencia que las térmicas dejan de aportar y cómo evita depender del clima.

    • Lo más urgente: la operación de las baterías

      44:14

      La transición a un mercado de ofertas tomará años, pero hay problemas que no pueden esperar: Joan separa la reforma de fondo de lo que debe resolverse con las reglas de hoy.

      “Eso no nos exime como país de continuar con nuestro modelo actual, reforzando aspectos necesarios para esta transición, porque nuestro programa de descarbonización nos ayuda a cumplir los objetivos de carbono neutralidad pero nos quita atributos que son fundamentales para la red; en el corto plazo, el desafío más urgente es cómo operamos nuestras baterías, y ahí la mejora en los criterios de cálculo de su costo de oportunidad es fundamental.” —Joan Leal

    • Diseñar para el PPA: sol de día, batería en punta

      45:03

      Francisco describe el nuevo escenario: incentivos que llevaron a la minería y a todo proyecto solar nuevo a sumar baterías, y proyecciones de costo marginal cero durante gran parte del día en los meses de verano; el generador modela el perfil, pero el despacho lo define el Coordinador.

      “Para un contrato PPA de despacho más o menos plano, tú diseñas tu instalación para que tenga energía solar disponible durante el día para cumplir con lo que te demanda tu cliente, y además energía suficiente para cargar la batería y poder despachar fuera de los horarios solares, cubriendo la exposición más grande, que son los horarios punta.” —Joan Leal

    • Cuando el orden de mérito no sigue el diseño

      47:46

      La bancabilidad de estos proyectos descansa en que la batería se use tal como fue concebida; la brecha entre esa expectativa y lo que ocurre en la práctica es hoy una de las grandes tareas pendientes del sistema, con gigawatts más por conectarse.

      “Uno esperaría que el operador del sistema, bajo la lógica de nuestro modelo marginalista con costos auditados, despache en orden de mérito qué batería va primero en el horario punta, cuando se va el sol; pero ahí estamos encontrando muchos desafíos, porque la operación de un parque solar más una batería es simple: con 200 MW solares y una batería de 100, uno diría que la batería va a despachar en las 4 o 5 horas de punta, que es donde se reduce la exposición de ese generador.” —Joan Leal

    • Inercia y potencia: lo que las térmicas dejan de aportar

      48:58

      Si el retiro de las centrales a carbón sigue a paso firme, el sistema necesitará remunerar la flexibilidad y aceptar que algunas centrales a gas seguirán aportando seguridad mientras avanza la ola de almacenamiento, con la competitividad como prioridad.

      “El otro gran desafío es cómo reemplazamos los atributos que las centrales térmicas están dejando de aportar como parte del plan de descarbonización, y me refiero a inercia y potencia; las baterías también pueden jugar un rol, con control de frecuencia y tecnologías que permiten reemplazar algunos atributos, pero no son todos.” —Joan Leal

      ⚡ Nota IA: Inercia: resistencia del sistema a los cambios bruscos de frecuencia, que aportan de forma natural las masas rotantes de los generadores térmicos e hidráulicos; solar, eólica y baterías se conectan mediante electrónica de potencia y no la entregan por sí solas, por lo que su retiro obliga a reponerla por otras vías.

    • No depender de la lluvia

      50:38

      Un mismo año mostró las dos caras del sistema: un primer semestre tensionado que exigió coordinación entre empresas, Ministerio, CNE y Coordinador, y un segundo semestre de costos marginales bajos gracias al agua; de ahí el consenso, regulador incluido, para poner los atributos perdidos en el centro de la agenda.

      “Hemos visto eventos, no solamente el apagón, que es lo que más se conoce: más temprano este año, previo a las lluvias, tuvimos un escenario de estrés relevante en el sistema, donde se juntaron condiciones muy desfavorables —poca agua para nuestras centrales hidro y restricciones en combustibles, diésel y gas—; lo logramos resolver, pero mirando hacia el futuro no podemos depender solo de la lluvia y del clima.” —Joan Leal

      ⚡ Nota IA: El 25 de febrero de 2025 una falla en la línea de 500 kV Nueva Maitencillo–Nueva Pan de Azúcar provocó la desconexión en cadena del sistema y dejó sin suministro a la mayor parte del país, desde Arica hasta Los Lagos, durante horas; fue el mayor apagón en Chile desde el terremoto de 2010.

12. 52:24
    12

    Seguridad del sistema e hibridización: eólica, solar, baterías y bombeo

    Qué tecnologías deben complementar a las renovables y al almacenamiento de corta duración, la combinación eólica-solar-batería que EDF encontró en Chile y qué le falta al bombeo para entrar.

    • Ninguna tendencia tecnológica fuerte es buena idea

      52:24

      La pregunta que el sector debe hacerse es qué tecnologías complementarán a la generación renovable y al almacenamiento sin comprometer la seguridad; un mercado de ofertas podría abrir la puerta a algunas que hoy no entran.

      “En todos los sistemas eléctricos del mundo, tener tendencias tecnológicas muy fuertes nunca es una buena idea, sino más bien hibridizar: los almacenamientos de corta duración tienen un valor económico importante, son fáciles de implementar, competitivos y ayudan a bajar los precios, pero también tenemos que ver almacenamiento de larga duración, que nos permita no tan solo almacenar más allá de las 4 o 5 horas sino también entregar atributos a la red para descarbonizar por completo nuestro sistema eléctrico.” —Joan Leal

    • Eólica, solar y batería: la combinación con más valor

      53:48

      La estrategia de crecimiento del grupo en Chile pasa por proyectos híbridos de renovables más almacenamiento, y la ubicación lo decide todo: cerca de la demanda, con buen viento y buen sol a la vez, e interconexión disponible.

      “Hemos descubierto en distintos lugares de Chile que la combinación eólica, solar y batería tiene mucho valor: para clientes, sobre todo mineros, que buscan perfiles estables de generación, solar más batería cubre gran parte del día y las horas punta, pero si además tienes un perfil eólico con generación nocturna, como vemos en algunos lugares del norte, puedes llegar a un perfil de generación bastante estable en el día.” —Joan Leal

    • Bombeo: a la espera de un reconocimiento más allá de 5 horas

      55:38

      El tema cierra el círculo con el inicio de su carrera: el almacenamiento de larga duración que EDF estudió en Chile sigue en carpeta, incluidas variantes que no dependen de la lluvia ni del agua disponible.

      “Las centrales de bombeo en Chile no se han implementado porque el reconocimiento de la remuneración, con nuestra regulación actual, está más enfocado en potencia para duraciones de hasta 5 horas; si eso cambia en el futuro, o hay reconocimiento a la flexibilidad o al almacenamiento de más de 5 horas, y si el mercado de servicios complementarios sigue creciendo, podrían ser los habilitadores para que esta tecnología también entre.” —Joan Leal

13. 56:44
    13

    Autogeneración y electrificación de los clientes libres

    El apetito de clientes libres por soluciones solar más batería detrás del medidor, qué hay detrás de una demanda que casi no crece y por qué EDF lo lee como buena noticia.

    • Clientes libres más sofisticados que ya electrifican

      56:44

      Francisco plantea el dolor de una demanda eléctrica que casi no crece y el interés de clientes libres por autogenerar, motivados por costos sistémicos que llegan a la mitad de la factura y un cargo por potencia que puede ser un quinto de ella.

      “Estos clientes son cada vez más sofisticados: han ido cambiando no solamente la necesidad de electricidad sino también el perfil y el tipo de energía; muchos consumidores industriales, clientes libres, mineros de distintos tamaños, están demandando energía renovable y además tienen programas de electrificación de consumos que hoy no son eléctricos, y yo creo que eso es una excelente noticia país.” —Joan Leal

    • Behind the meter: probar el modelo sin reemplazar el volumen

      59:12

      Las primeras instalaciones detrás del medidor en la gran minería y la gran industria no sustituyen contratos sino que alimentan consumos nuevos, y le sirven al cliente para ensayar el modelo y recortar algunos costos sistémicos.

      “Pensando en clientes muy grandes, principalmente la gran minería, hay un desafío de volumen, y por eso es probable que el contrato de energía para su operación lo sigan contratando; pero sí vamos a ver incursiones de muchos clientes libres en soluciones behind the meter, buscando una economía en el precio de la energía y también la electrificación de otros consumos que, a escalas más pequeñas, les puede hacer más sentido.” —Joan Leal

14. 1:00:45
    14

    Tendencias: Latinoamérica y Europa

    La huella de EDF en la región, lo que tienen en común Brasil, Colombia y Chile en su despliegue renovable y la agenda europea de seguridad energética y demanda estancada.

    • Cuatro países, con Brasil y Chile en la escala de los gigawatts

      1:00:45

      La pregunta mira más allá de Chile: si la mezcla solar más batería que invade el mercado local se repite en la región y en Europa, o si cada mercado sigue su propio camino.

      “En Latinoamérica tenemos una operación bien activa como EDF: estamos presentes en cuatro países —Colombia, Perú, Brasil y Chile—, siendo Brasil y Chile por el momento los dos con operaciones más grandes, en la escala de los gigawatts; en Chile tenemos un portafolio de desarrollo de más de 3 GW, y en Brasil, similar.” —Joan Leal

    • Una tecnología base que apalanca el crecimiento renovable

      1:01:43

      Brasil va más atrás que Chile en almacenamiento, pero su enorme parque hidroeléctrico le da la seguridad de suministro que vuelve menos riesgoso el despliegue de solar y eólica; Colombia sigue una mezcla parecida, con hidro y algo de respaldo térmico.

      “La tendencia en Latinoamérica es que hay mucho apetito, y es parte de nuestra estrategia crecer en solar, eólico y batería, pero en todos los países el denominador común es una tecnología base que nos permite apalancar ese crecimiento renovable; en Chile todavía estamos apalancados en nuestras centrales hidro, que dependen de la lluvia, y en la generación térmica: menos carbón, porque se está retirando, pero gas, que está jugando un rol esencial.” —Joan Leal

    • Europa: seguridad energética y una demanda que no crece

      1:03:32

      La agenda europea gira en torno a independizarse de lo que pasa fuera de sus fronteras, y ahí el rol exportador de EDF que Joan describió al inicio vuelve a ser central; el segundo rasgo de ese mercado es una advertencia para Chile.

      “En Europa hoy la discusión está centrada en seguridad energética, sobre todo por los conflictos alrededor de Europa —Rusia, Ucrania, ahora Irán—, y ahí EDF está jugando un rol fundamental exportando energía a distintos países; la otra tendencia que estamos viendo en Europa, y que podríamos ver en Chile en la próxima década, es que la demanda no está creciendo tanto como pensábamos.” —Joan Leal

15. 1:04:08
    15

    Electrificación y data centers: la demanda que falta

    El rol de EDF como empresa del Estado para favorecer la electrificación, la estrategia de habilitar sus centrales para data centers en Francia y Chile, el tamaño que ese mercado podría alcanzar y por qué Chile tiene con qué competir.

    • Electrificar, también un rol de empresa del Estado

      1:04:08

      Según Joan, solo un tercio de la energía que se consume en Francia pasa por el sistema eléctrico, prácticamente toda descarbonizada; los otros dos tercios —transporte, industria y calefacción— son el espacio gigantesco a electrificar, y ese es uno de los focos de Francia y Europa.

      “EDF no solamente tiene un rol en ayudar a sus clientes a electrificar, sino que también tiene un rol, como empresa del Estado, de generar las condiciones para favorecer la electrificación domiciliaria, en electromovilidad y también industrial.” —Joan Leal

    • Data centers: de 250 MW a la escala de los gigawatts

      1:05:18

      En Francia, EDF lanzó una estrategia para habilitar las centrales que tienen electricidad, agua, fibra óptica e interconexión como sitios para data centers, y en Chile comienza a buscar lo mismo con sus plantas y nuevos proyectos, en codesarrollo.

      “Hoy en día la capacidad instalada de data centers en Chile todavía es baja, del orden de 200 a 250 MW, principalmente para el sector privado que maneja datos; el Coordinador tenía una proyección de que eso debería subir cuatro veces al 2035, pero cuando uno ve los proyectos que están alrededor podría duplicarse: podríamos estar hablando de un crecimiento de ocho o diez veces, y ahí entramos en la escala de los gigawatts.” —Joan Leal

    • Por qué Chile puede ser hub regional de data centers

      1:07:44

      El grueso de la capacidad proyectada en el mundo está en el hemisferio norte, pero en el sur Chile y Brasil aparecen como candidatos, y hay además una lectura geopolítica que vuelve a Chile un destino confiable para empresas norteamericanas, europeas o asiáticas.

      “En primer lugar tenemos energía competitiva; segundo, acceso a conexión y fibra óptica de primer nivel; tenemos un mercado desarrollado, con gran parte de los hyperscalers de data centers ya operando desde Chile; y, aunque es un mercado pequeño, tenemos condiciones regulatorias y estabilidad política, social y económica que lo hacen un destino atractivo, donde no va a estar gran parte del volumen que se mueve en el mundo, pero sí una parte importante.” —Joan Leal

      ⚡ Nota IA: Hyperscalers: los grandes proveedores globales de servicios en la nube —como Amazon Web Services, Microsoft Azure y Google Cloud— que operan data centers de muy gran escala y suelen anclar el desarrollo de este mercado en cada país.

16. 1:09:09
    16

    Capital humano, demanda y una apuesta de largo plazo

    El talento local como ventaja del país, la necesidad de que la demanda crezca a la par de la oferta y el mensaje de cierre de Joan sobre el rol del sector eléctrico y la apuesta de EDF en Chile.

    • De un equipo francés a uno local

      1:09:09

      Francisco suma el talento local a la lista de condiciones que atraen a los data centers, y Joan lo confirma con la experiencia de EDF: profesionales de primer nivel que han permitido desarrollar distintos sectores, el eléctrico incluido.

      “Como empresa francesa, hace diez años, cuando partimos, gran parte de los profesionales a cargo de la operación en Chile eran franceses, y hoy hemos logrado diversificar gracias al capital humano disponible y al nivel educacional: gran parte de nuestro equipo hoy es local, y eso también es un testimonio de cómo otros sectores ven a Chile para el desarrollo de nuevas industrias.” —Joan Leal

    • Más demanda que oferta

      1:10:42

      Francisco cierra el bloque de data centers con una expectativa —que dejen en Chile parte de su crecimiento y que el marco regulatorio y político acelere el paso— y Joan la recoge desde la razón de ser de EDF en cada país donde opera.

      “Necesitamos más demanda y, más allá de los cambios regulatorios, que nuestra oferta tenga un mejor calce con esa demanda, pensando en los usuarios finales; nuevas industrias y electrificación tienen que ser los pilares de nuestro sector, porque el sector eléctrico crece de forma lineal con el país —nosotros crecemos dos, el país crece dos— y está en la columna vertebral del crecimiento económico de Chile.” —Joan Leal

    • Mensaje final: una apuesta de largo plazo

      1:12:34

      El cierre vuelve al origen estatal de EDF y a su foco en la carbono neutralidad, y agradece lo encontrado en Chile: un país abierto a la inversión, talento e innovación, que pasó de ser el laboratorio renovable del mundo a un caso de éxito real dentro del grupo.

      “No vamos a ver crecimiento minero si no tenemos energía competitiva, segura y de largo plazo, y no vamos a ver la industria de los data centers creciendo en Chile si no tenemos las condiciones habilitantes suministradas por nuestro sector; por eso la apuesta que estamos haciendo en Chile es de largo plazo.” —Joan Leal