febrero 28, 2022 | Industria
En el Webinar titulado “Perspectivas de abastecimiento eléctrico y riesgos de racionamiento”, organizado por la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.), el director ejecutivo de la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor), Javier Bustos, expuso sobre la visión de los clientes libres frente al tema y las propuestas concretas que plantean.
“La estrechez energética es un tema que estamos siguiendo y monitoreando hace bastante tiempo. Como clientes eléctricos no regulados estamos conscientes de la situación energética actual que atraviesa el país. La situación de sequía no sólo es evidente, sino que también está afectando a los sectores productivos a lo largo de todo el país”, puntualizó Bustos detallando que desde la asociación gremial “estamos de acuerdo en que se tomen medidas en el marco de una estrategia sectorial para evitar una situación de racionamiento. No creemos que esto se pueda enfrentar de manera apropiada a partir de medidas aisladas, sino por el contrario, dentro de una estrategia integral con medidas de corto y mediano plazo”.
El decreto de racionamiento que actualmente se encuentra en la Contraloría, en cuando a medidas preventivas, explicó el director ejecutivo de Acenor, incluye la implementación de un mecanismo inédito denominado diésel de seguridad, este se ha planteado como un gran seguro que estamos comprando para los meses que vienen, pero hay que tener presente que este implica sobrecostos para el sistema eléctrico que, mediante diferentes canales, terminarán siendo traspasados a los clientes finales.
“El problema es que nada asegura que este mecanismo vaya a reducir la probabilidad de ocurrencia de eventos de racionamiento, sino que a lo único que apunta es que las empresas generadoras a diésel no tengan que afrontar los costos de contratar suministro de combustible. El costo marginal debiera ser la señal de precios y no estos costos laterales”, explicó Bustos.
Propuestas
El representante de los clientes libres enfatizó en la necesidad de abordar el desafío de forma integral, con una estrategia que dé cuenta de las medidas, por ejemplo, que el mismo Coordinador Eléctrico Nacional ha propuesto en su último informe de abastecimiento eléctrico del 31 de enero. “En el corto plazo se plantea el aumento del suministro de gas natural, mantener reservas operacionales en embalses y la postergación de mantenimientos. En el mediano plazo se apunta a la modificación del reglamento de la potencia ya que la solución al problema de la disponibilidad del petróleo, más bien, pareciera pasar por una actualización de la asignación de los ingresos por potencia de suficiencia, más que la creación de un cargo lateral”.
Sobre las proyecciones de costos de implementación del diésel de seguridad, Bustos planteó que este mecanismo no ha sido acompañado por una evaluación de impacto en los informes de la CNE, por lo que no hay proyecciones oficiales de lo que podría costarle al sistema eléctrico, ni a los usuarios de energía. El ejecutivo adelantó que ACENOR A.G. ha encargado un estudio, que se dará a conocer próximamente, y cuyas conclusiones preliminares indican que los costos podrían ser similares a los que se pagan actualmente por todo el mercado de servicios complementarios.
“Sabemos que la transición energética tiene costos, pero estos tienen que ser los más eficientes posibles. Si esta es una solución para reducir el riesgo comercial que enfrenta un sector de la generación, que es la que provee diésel, eso le corresponde que lo asuma la generación a diésel. Si es un problema estructural de cómo está cambiando la forma que usamos diésel producto de la transición energética, resolvámoslo en el reglamento de potencia”, concluyó Javier Bustos.
El panel fue moderado por Carlos Finat, ex director ejecutivo de Acera y también participaron José Venegas, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía; Ernesto Huber, gerente de Operación del Coordinador Eléctrico Nacional; Daniel Salazar, director de la Consultora energiE; Andrés Romero, director de Valgesta y Carl Weber, gerente general de Hidromaule S.A.
En el seminario también se efectuó un panel que abordó los aspectos regulatorios y jurídicos de un racionamiento eléctrico, el que fue moderado por Rafael Loyola, director ejecutivo de Apemec y en el que participaron Pilar Bravo, socia fundadora de ZeBra Energía; Javiera Mendez, abogada asociada de Larraín Asociados y Daniela González, socia directora de Domo Legal. Al finalizar el encuentro Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de Acera realizó unas palabras de cierre y conclusiones.
enero 21, 2022 | Industria
El futuro de las tarifas eléctricas a clientes finales, especialmente con la Ley PEC, además de la forma en que se seguirá gestionando la operación del Sistema Eléctrico Nacional en el actual contexto de estrechez energética, la reforma a la distribución y los cambios al mercado del gas, son los principales temas que deberá ver el futuro ministro de Energía, Claudio Huepe, a partir del 11 de marzo, cuando asuma como parte del Gabinete del Presidente electo, Gabriel Boric.
En el primer tema, los actores del sector, como las consultoras Systep Ingeniería y Valgesta Nueva Energía, han llamado la atención en torno a la definición del futuro que tendrá Precio de Estabilización al Cliente (Ley PEC), pues este año su saldo llegará al tope de US$1.350 millones, los cuales se le aduedan a las empresas generadoras.
También se deberá abordar qué pasará con Ley 21.340 que prohíbe el corte de servicios básicos a causa de las condiciones que impone la pandemia, la cual fue prorrogada nuevamente, pero que ya acumula cerca de $300.000 millones que se adeudan a las distribuidoras.
En la distribución también quedó pendiente su reforma, considerando que el proyecto de ley de portabilidad aún está detenido en el Congreso, mientras que los proyectos sobre calidad de servicio y de recursos distribuidos aún deben ser ingresados por el Ministerio de Energía, para modernizar a este segmento.
Otro tema de preocupación para la industria eléctrica es la situación de estrechez energética que podría afectar la operación del Sistema Eléctrico Nacional, ante factores como la sequía, la disponibilidad de combustibles para la generación térmica, así como la salida acelerada de centrales a carbón, lo que podría incidir en la seguridad y calidad del suministro eléctrico.
Otros temas
Recientemente en el sector energético se incorporó la discusión en torno al mercado del gas, a partir del informe de la Fiscalía Nacional Económica de realizar cambios normativos en este sector para aumentar la competencia, lo cual fue recogido por el Ministerio de Energía, que envió un proyecto de ley, proponiendo cambios en esta línea.
Además, se encuentra en tramitación el proyecto que permite que los municipios puedan distribuir y comercializar gas licuado, como una forma de aumentar bajar el precio de este combustible a los clientes finales.
En el Congreso también se tramita el proyecto que promueve el almacenamiento de energía y la electromovilidad, lo cual es considerado por los actores de la industria como un paso importante para contar con los incentivos necesarios para la inversión en tecnologías que entreguen un mayor respaldo en la generación eléctrica, especialmente de fuentes variables, como la solar fotovoltaica y la eólica. Es así como, bajo la gestión de Huepe, se deberá ver el aterrizaje de esta iniciativa, cuando se convierta en Ley, con el diseño de sus respectivos reglamentos.
En materia reglamentaria, actualmente el sector está viendo los cambios al reconocimiento de la potencia, lo que forma parte del trabajo público-privado para avanzar en la flexibilidad del sistema eléctrico, a lo que se suman otras normas técnicas como los cambios al sector de PMGD y la ciberseguridad en la industria eléctrica.
Finalmente, están los proyectos de ley de descarbonización acelerada, que busca retirar el parque a carbón a 2030, lo que se suma al actual desarrollo que están mostrandos las estrategias nacionales de Hidrógeno Verde y de Electromovilidad, que implican cambios regulatorios y administrativos.
A nivel administrativo también está el futuro de la mesa de trabajo para agilizar los proyectos de transmisión, considerando la gran cantidad de obras en carpeta, en el marco de los planes de expansión, así como el proceso de la línea HVDC Kimal-Lo Aguirre, que espera estar en operaciones para 2028.
diciembre 16, 2021 | Industria
Cinco medidas urgentes propone implementar Valgesta Nueva Energía en materia de seguridad del abastecimiento en el Sistema Eléctrico Nacional, ante la situación de estrechez, bajo condiciones hidrológicas bajas y a indisponibilidades en grandes unidades generadoras que usan combustibles.
En su boletín informativo de diciembre, la consultora señala la necesidad de que las autoridades de Gobierno, el Parlamento y el Coordinador Eléctrico Nacional, debiesen considerar medidas en transmisión, logística de petróleo, operación del sistema eléctrico, generación y almacenamiento.
Transmisión
Según Valgesta, es necesario contemplar el aumento permanente de capacidad de transmisión con sistemas de almacenamiento, con BESS conectado en lado de generación, descargado de manera permanente, tomando carga ante la contingencia, además del re-potenciamiento de sistemas de transmisión existentes. En especial desarrollo de proyecto de aumento de capacidad de sistema Nueva Cardones – Nueva Polpaico presentado por Interchile, el que propone una solución para aumentar la capacidad de transferencia del corredor de 500 kV desde Polpaico hasta el Norte, pasando de 1700 MVA actual a 3100 MVA futuro, en dos etapas: Etapa 1, con incremento de capacidad de 1700 MVA hasta 2300 MVA, operativa en octubre de 2025. Etapa 2, con incremento de capacidad hasta 3100 MVA, operativa en octubre de 2027.
También proponen el desarrollo de sistema de transmisión temporal, entre las subestaciones Polpaico – Lo Aguirre 220 kV, consistente en una línea de transmisión 1×220 kV, lo que permitiría aumentar las transferencias hacia el sur en 600 MVA, lo que podría desplazar unos 600 MW de diésel.
Otras medidas mencionadas son la implementación de sistemas de desconexión automática de generación (EDAG), que permitan relajar la exigencia de la operación N-1, de manera de permitir una mayor utilización de determinados vínculos del sistema de transmisión, a la vez que preservar la seguridad de servicio frente a fallas de elementos del sistema eléctrico.
«En la medida en que el país se enfrenta a temperaturas estacionales más extremas, los flujos máximos por las líneas de transmisión podrían verse modificados significativamente. Proponemos que se ponga a disposición de los interesados una estrategia y un plan de cargabilidad máxima del sistema de transmisión en condiciones de operación normal y de emergencia y se incentive la implementación de sistemas para gestionar dinámicamente la capacidad de las líneas de transmisión (DLR) críticas», se indica.
Logística de petróleo Diésel
En este ámbito, la consultora plantea impulsar una estrategia logística de Enap, mediante «el mayor cabotaje entre puertos, evite al máximo el traslado de combustible mediante camiones entre puntos de almacenamiento de las distribuidoras y de esta forma utilizar la flota de camiones disponibles para llevar combustible a los usuarios finales».
Además, indica la importancia de «habilitar las compras FOB de petróleo. Impulsar un acuerdo con las empresas distribuidoras de petróleo para que se pueda comprar combustible en el punto de almacenamiento con independencia de la empresa de transporte con la que se cuente».
También se señala el impulso, a través del Ministerio de Transportes, de un acuerdo con los sindicatos de transportistas «para viabilizar el uso de camiones y conductores internacionales solo durante la crisis (pueden ser meses específicos)».
Operación del SEN
Según Valgesta, la programación diaria se debe efectuar todos los días del año, incluyendo fines de semana y festivos sin excepciones. También se recomienda que la reprogramación frente a eventos imprevistos significativos también sea realizada mediante una programación óptima.
Durante el período que dure la actual situación de riesgo, se propone que el Coordinador debiese publicar diariamente en su web un informe ejecutivo que incluya la siguiente información:
– Stock de combustibles disponible para generación eléctrica por central / terminal GNL.
– Utilización prevista de combustibles para los 7 días siguientes a la fecha del informe.
– Llegadas de naves con combustibles confirmadas para los 7 días siguientes
– Stock de combustibles previsto para el final del día 7.
– Disponibilidad de camiones de transporte de diésel para cada uno de los puntos de distribución que abastecen a centrales generadores (base 30 m3)
– Centrales termoeléctricas en mantenimiento mayor o indisponibles por falla, indicando la respectiva potencia, para los próximos 30 días.
– «Curtailment» aplicado diariamente en los últimos siete días a las centrales ERNC.
– Porcentaje de utilización de líneas de transmisión claves considerando valores máximos impuestos tanto por limitaciones físicas y como por limitaciones de seguridad (N-1).
Generación:
El análisis señala la conveniencia de retrasar la fecha de retiro de las centrales Bocamina II, Tocopilla U14 y U15, e ingreso de la central Ventanas II a ERE, considerando que, según los datos del CEN, reducen el consumo de diésel en las condiciones hidrológicas secas.
Otro punto es la operación de centrales térmicas, en que se precisa que «para utilizar correctamente los recursos renovables en las horas que se tenga el recurso, se requiere que las centrales térmicas sean más flexibles en sus rampas de bajada, tiempos de estabilización y mínimo técnico. Asimismo, se debe tener la posibilidad de utilizar en algunas de estas centrales el embancamiento (2) o definitiva parada y encendido para permitir el uso eficiente de energías renovables en toda su capacidad».
«Considerando que nuestro país no cuenta con capacidad de almacenamiento de combustibles líquidos (derivados del petróleo y GNL) adecuada a su nivel de consumo, se recomienda contratar naves de almacenamiento que aumenten esa capacidad, especialmente en el caso de GNL. Este almacenamiento no solo proporcionará mayor autonomía, sino que reducirá la exposición a cierres de los puertos de los terminales debidos a marejadas y simplificará la cadena logística para los contratos ToP», sostiene el boletín.
Almacenamiento
La idea en esta materia es generar condiciones para viabilizar inversiones fast track en Almacenamiento de energía como:
– Reconocimiento de Potencia de suficiencia a sistemas de almacenamiento de energía.
– Activar contratación a largo plazo de Servicios complementarios. (Respuesta Rápida, Control primario de frecuencia).
– Permitir, al menos de forma transitoria, a quienes inviertan en sistemas de almacenamiento instalados en plantas de ERNC, la operación de sus sistemas, vale decir puedan decidir cuándo cargar y descargar las baterías y que puedan complementar carga desde la red.
– Flexibilizar la operación de sistemas stand alone, vale decir puedan decidir cuándo cargar y descargar las baterías, por lo menos de forma transitoria, para incentivar la entrada de este tipo de instalaciones.
«Estamos ciertos que si se genera un plan de trabajo público privado, que busque las mejores soluciones para nuestro país, éstas y otras medidas pueden ser consideradas, analizadas y en algunos casos adoptadas. Lo que estamos ciertos no puede seguir sucediendo, es la inacción de la autoridad frente a un escenario que será complejo para el suministro eléctrico de Chile durante toda la década», concluye Valgesta Nueva Energía.
diciembre 6, 2021 | Industria
Generadoras de Chile planteó la creación de un Comité de Contingencia para enfrentar la actual situación de estrechez energética que afecta al país y que tiene impactos sobre la operación del Sistema Eléctrico Nacional, dados los menores niveles de hidrología, junto al stock de combustibles y al incremento de los costos de piezas e insumos para la construcción de centrales de energía renovable.
Así lo indica el análisis gremial del último boletín del Mercado Eléctrico, donde se propone que este comité sea creado «para coordinar las acciones urgentes y específicas».
Detalles
«Entre las medidas prioritarias, que consideramos se pueden implementar desde ya, están aquellas que permitan mejorar y asegurar la logística de combustibles, dado que a pesar de todos los esfuerzos que puedan realizar empresas generadoras de manera individual, en situaciones de contingencia que puedan poner al límite las cadenas de suministro, la experiencia local e internacional muestra que es fundamental que la autoridad lidere y facilite todas las gestiones necesarias para evitar situaciones de estrechez», señala el boletín.
Según indica el gremio, este último punto e»s de vital importancia tomando en cuenta que las proyecciones de consumo diésel de los estudios de seguridad de abastecimiento del Coordinador son muy superiores a la capacidad máxima de reposición de combustibles informada por las propias empresas distribuidoras de combustibles en varios de los escenarios analizados».
«Otra acción que creemos relevante es extender el decreto de racionamiento preventivo hasta que cambien las condiciones señaladas precedentemente y permitan una operación segura y eficiente del sistema. Una medida concreta habilitada por el decreto de racionamiento preventivo es la posibilidad de realizar un tratamiento especial de las instalaciones de transmisión eléctrica, por lo que será relevante revisar en detalle la factibilidad de implementar automatismos y criterios de operación que puedan liberar capacidad de transporte de energía», se añade.
También se propone «explorar mecanismos que permitan el desarrollo de infraestructura de emergencia, de manera análoga a la instalación de puentes tipo mecano en situaciones en que el desarrollo de instalaciones permanentes de transporte de energía no permitan entregar soluciones de corto plazo».
«Vemos ante este desafío una importante oportunidad de trabajo público-privada, liderada por el Gobierno, y que junto al Coordinador y las empresas del sector eléctrico y sus cadenas de suministro permita planificar adecuadamente y anticiparse a los peores escenarios que eventualmente puedan ocurrir, y que además puedan dar continuidad a esta coordinación en un periodo de transición al nuevo Gobierno que deberá enfrentar este gran desafío de liderar la necesaria adaptación del sistema eléctrico ante la nueva realidad», concluye el documento gremial.
septiembre 9, 2013 | Industria
(La Tercera) EL Gas Natural Licuado (GNL) podría desestresar la estrechez energética que vivirá el país en la parte final de esta década. Ese es el análisis que diversos expertos han planteado en los últimos meses, a través de estudios sobre el abastecimiento futuro de la matriz energética en distintas instancias técnicas y académicas. Es también la alternativa de mediano y largo plazo que están analizando las candidatas a La Moneda Michelle Bachelet y Evelyn Matthei, y que formará parte de las propuestas que sus equipos presentarán a mediados de este mes, indican conocedores de los avances de los documentos. En el caso de la Nueva Mayoría, la labor está a cargo del ex ministro de Obras Públicas, Eduardo Bitrán; en el de la Alianza, del ex secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Sebastián Bernstein.
¿Por qué el GNL? La visión es similar en ambos comandos. “La necesidad de energía es tan grande, que no se puede partir de cero. Hay que asegurar el abastecimiento con los recursos disponibles que no generan conflictos, como es el gas natural”, según un cercano al comando de Bachelet. En el grupo de trabajo de Matthei la visión es que “el GNL es una alternativa para el corto, mediano plazo y el largo plazo, porque es llegar y usar el mayor gas que existe”.
Esencialmente el rechazo al desarrollo de centrales a carbón, que ha paralizado la puesta en marcha de Castilla (2.100 megawatts, MW) y Punta Alcalde (740 MW), unido al desistido proyecto Barrancones (540 MW), es lo que abre la puerta a que la matriz del Sistema Interconectado Central (SIC) -que abastece a más del 90% de la población del país y que se extiende desde Taltal hasta Chiloé- deba ser sustentada por GNL, combustible que es más caro que el carbón.
Se estima que el GNL que llegará a la zona central del país irá entre US$ 10 a US$ 12 por millón de BTU (unidades británicas y americanas), pero para que su valor sea competitivo con el carbón su precio debería estar entre US$ 6 y US$ 6,5 por millón de BTU, dice Francisco Aguirre, socio de Electroconsultores.
Sebastián Bernstein calcula, por su parte, que con el GNL los costos del sistema subirán en casi 30% comparado con el carbón, dado que en el desarrollo de hidroelectricidad con carbón llegan a US$ 95 por MWh, mientras que en el de hidroelectricidad con GNL, suben a US$ 125 por MWh.
Hoy en la zona central tres generadoras tienen centrales de ciclo combinado que utilizan gas natural y diésel (cuando falta el primer combustible). Se trata de Endesa, dueña de San Isidro 1 y 2, cuya capacidad total es de 756 MW, y de Taltal (244 MW). También están Colbún, con Nehuenco, complejo de tres unidades cuya capacidad llega a 874 MW. Además, Colbún tiene Candelaria, dos unidades que en total suman 270 MW. Finalmente, está AES Gener, con Nueva Renca, en Santiago, con 370 MW.
En la zona central, la planta de Quintero regasifica el GNL que llega en barcos para convertirlo en gas natural. El combustible lo trae a Chile la británica BG y sus clientes son Endesa, para sus centrales; Metrogas, para sus clientes residenciales e industriales; y Enap, para sus instalaciones.
Diagnósticos
Chile enfrentará un déficit de energía mayor a los 1.000 MW hacia fines de la década. El escenario más complicado se dará a partir de 2016, ya que no existen nuevos proyectos iniciando su construcción. El académico de la Universidad Católica y director de la consultora Systep, Hugh Rudnick, planteó hace unas semanas en un seminario en el Centro de Estudios Públicos (CEP) que ese déficit llegará a los 1.243 MW y su visión es que el saldo probablemente será abastecido por GNL, diésel y energías renovables (ver infografía).
La ex secretaria ejecutiva de la CNE, Vivianne Blanlot, en esa misma ocasión cifró el déficit en 1.781 MW al fin de la década, ya que los aumentos de capacidad requeridos entre 2013 y 2020 son de 5.061 MW, mientras que los aumentos esperados llegarán a 3.280 MW. Frente a ello, planteó que hacia 2017 será necesario tomar varias medidas.
Una de ellas es reactivar los proyectos que están con sus resoluciones de calificación ambiental aprobados y gestionar aumentos en el acceso al GNL. Una segunda, es ampliar la capacidad de regasificación y cerrar los ciclos de algunas centrales de ciclo combinado, para utilizar el vapor de agua que sale de las chimeneas de las unidades. Con esto se puede elevar la capacidad de generación.
En promedio, una central de estas características que cierra su ciclo eleva en casi 40% su capacidad de generación, explica el gerente general de Valgesta, Ramón Galaz.
Por otra parte, otro conjunto de expertos -Sebastián Bernstein, Gabriel Bitrán, Alejandro Jadresic y Marcelo Tokman- elaboraron un informe para la Confederación de la Producción y el Comercio (CPC). En su diagnóstico, entregado en julio, señalaron que el escenario base establece que es necesario expandir la oferta en función de centrales de gas natural.
Esto se logra, exponen, asumiendo que las centrales Nueva Renca y las unidades 1 y 2 de Nehuenco (360 MW y 385 MW, respectivamente), que hoy no cuentan con GNL de forma permanente, puedan participar en el proceso de licitación de suministro que está ejecutando el gobierno, mediante contratos de largo plazo. El informe considera el cierre de los ciclos de las centrales Taltal y Candelaria. “El uso continuo de los ciclos combinados existentes permitiría movilizar 1.000 MW en centrales de base que operan con diésel y sólo en forma esporádica con GNL del mercado spot”, sostiene el documento.
Aprovechar el vapor de las chimeneas de las centrales que consumen gas natural es una alternativa que hoy analizan los comandos de la Nueva Mayoría y de la Alianza. En el de Bachelet, eso sí, las estimaciones son más conservadoras: prevén un aumento de 300 MW con el cierre de los ciclos, contemplando que son tres plantas las que pueden aprovechar el vapor de las turbinas.
Para Rudnick el mejor escenario es el desarrollo del carbón con la hidroelectricidad. “Esto es asumiendo que se harán las centrales a carbón y que se hará parte de la energía de Aysén, incluyendo las centrales de Energía Austral. A esto se suman Neltume (490 MW) y Alto Maipo (530 MW) ”, manifiesta.
Pero reconoce, asimismo, que hay un segundo escenario donde estas grandes centrales hidroeléctricas no se desarrollan y tampoco las carboneras. “Entonces, en unos cinco o en unos 10 años más, lo que vendría serían centrales a gas”, indica el ejecutivo.
Conseguir contratos de largo plazo, un elemento clave
Para los expertos, el GNL es el combustible “técnicamente” viable para la expansión del sistema eléctrico, pero tiene una variable crítica, que es que tanto Colbún como AES Gener -con sus centrales Nehuenco y Nueva Renca, respectivamente- tengan contratos de largo plazo para adquirirlo y suministrarlo a nuevos clientes. Ninguna quiso participar de la construcción del terminal de regasificación en Quintero. Por lo tanto, compran el gas sobrante y a un mayor precio.
Bernstein opina que claramente las centrales de ciclo combinado darán más seguridad al abastecimiento de energía, pero deben operar como tecnología de base, es decir, estar el 100% del tiempo despachando. Para eso se requieren contratos.
La misma mirada tienen Rudnick y Galaz. El académico de la UC indica que la idea es poder viabilizar contratos de gas de esas centrales (Nueva Renca y Nehuenco) y lograr un suministro estable y adicional. “Eso es lo que la CNE quiere lograr con las licitaciones de suministro. Aparentemente estaría buscando esa solución, pero el problema es que esos contratos de gas no están firmados y hay que traer suministros inmediatos, así que no sé si eso finalmente va a operar”, advierte.
Galaz, en tanto, hace hincapié en la dificultad de lograr contratos de largo plazo a buenos precios. “En la coyuntura actual, no son fáciles de conseguir, dado que la demanda está muy alta en el mundo. La pregunta es cómo conciliar las dos cosas”. Aguirre agrega que el consumo de Chile comparado con otros países es muy pequeño. De hecho, todo el gas que usa Metrogas para abastecer a la zona Metropolitana y Quinta en el peak de invierno sirve para abastecer a una central de unos 300 a 400 MW y una central como Nehuenco requiere entre 4 a 5 barcos con GNL al año.
“El gran problema es que si no hay capacidad como país de comprar grandes volúmenes de gas, no tendremos gas barato y el que llegaría no tendría un precio competitivo con el carbón. Por lo tanto, queda en la base de la curva de carga de despacho de energía. El problema es que una central que trabaja de manera continua puede tener contratos de largo plazo. Por eso estas compañías no tienen problemas en pagar los contratos take or pay que se usan para estos combustibles”, manifiesta Aguirre.
Las otras materias que analizan los equipos de la Nueva Mayoría y de la Alianza
Un mayor rol del Estado como diseñador de una matriz energética de largo plazo es uno de los puntos que los expertos energéticos de los comandos de Michelle Bachelet y de Evelyn Matthei están analizando para incluir en sus programas. Esto no significa, aclaran desde los comandos, que el Estado tenga que decidir qué central se puede o no construir. Otra materia que también debaten, es el desarrollo de una matriz sustentable. En el caso de Bachelet, con un impulso más fuerte a las energías renovables. La candidata es partidaria de ampliar la presencia de energías renovables no convencionales hasta alcanzar un 30% de la matriz a 2030. En el comando de Matthei plantean que el porcentaje aceptable sería 20%, debido a los altos costos que implicaría subirlo, dada la intermitencia que tienen este tipo de tecnologías, como solar o eólica, en la inyección de energía. En cuanto a HidroAysén, en el borrador del programa energético que hace unos días se le entregó a la candidata de la Alianza, se ve como una inversión positiva el desarrollo de las centrales de Aysén. Pero se señala que este proyecto sólo se podría concretar con la aprobación de la población, ya que no se querría forzar la decisión. Advierten que decir “no” a HidroAysén, abriría el desarrollo de centrales a carbón. En el comando de Bachelet también se estudia establecer una política en el uso del suelo y su eficiencia, y elaborar un marco regulatorio eficiente para el largo plazo, que asegure la inversión, y que también establezca compensaciones para las comunidades que se vean afectadas por la instalación de centrales.
Fuente / La Tercera
