noviembre 22, 2018 | Industria
Un sistema de almacenamiento energético a través de baterías de litio instalará AES Gener en el Cajón del Maipo, en la Región Metropolitana, para las operaciones de las centrales hidroeléctricas de pasada que tiene la empresa en la zona, con el objetivo de aportarles capacidad de regulación y además entregarle flexibilidad al sistema eléctrico.
Así lo informó Javier di Giorgio, Chief Operating Officer de AES Sudamérica, en el marco de la segunda jornada de la ExpoERNC 2018, que realizan la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera A.G.) y Technopress, una empresa del Grupo Editorial Editec, donde se abordó el tema del almacenamiento de energía.
«En Chile queremos seguir siendo innovadores y estamos entrando en la etapa de licitación para tener baterías que puedan trabajar por cinco horas, que va a ser el más grande que tengamos en duración de baterías, que estará dentro de una hidroeléctrica de pasada, que están cerca de los centros de consumo, pero que no tienen capacidad de regulación, así que se nos ocurrió poner esta batería para que el Coordinador Eléctrico Nacional la lea como una hidroeléctrica que puede regular por cinco horas en los momentos en que el sistema lo necesita», explicó el ejecutivo.
Según di Giorgio, «la idea es instalar las baterías en las hidroeléctricas que tenemos cerca de Santiago y aportar de esa manera al sistema chileno, la capacidad de absorber mejor la intermitencia de las energías renovables no convencionales, solares y eólicas, dándole mayor flexibilidad al sistema, sin alterar los cursos de agua».
«Nosotros tenemos en el Cajón del Maipo cuatro centrales (hidroeléctricas) en operación, que son Queltehue, El Volcán, Los Maitenes y Alfalfal y la idea es empezar con estas centrales y en un futuro extenderla a la central Alto Maipo, que está en construcción», agregó.
El ejecutivo detalló a ELECTRICIDAD que la implementación de este proyecto será por etapas, con la instalación de baterías por un total de 10 MW, lo que estaría entrando en operaciones en 2019.
[VEA TAMBIÉN: CNE estudia flexibilizar los planes de expansión de transmisión]
Regulación
A juicio de di Giorgio, esta solución de baterías «puede otorgar múltiples soluciones, por lo que en ese sentido creemos que la regulación debe responder a la aplicación y no a la tecnología, porque si la batería está haciendo la conversión de una central hidroeléctrica de pasada con un reservorio, la idea es que esta sea remunerada como una central que tiene almacenamiento».
«Entonces, cuando venga la regulación de servicios complementarios y se pague también por regular frecuencia y tener servicios de rampa, también queremos que a esa batería se le pague por dar ese servicio, así es cómo estamos viendo la regulación», añadió di Giorgio.
Almacenamiento
En el módulo sobre almacenamiento de energía también expuso Jorge Moreno, director de la consultora Inodú, quien planteó que uno de los desafíos de la flexibilidad es la necesidad de contar con una definición de flexibilidad en el sistema eléctrico local, junto con las escalas de tiempo en que debe operar y las distintas soluciones en que se pueden invertir.
De acuerdo a Patricio Molina, jefe del Área Eléctrica (s) de la Comisión Nacional de Energía (CNE), es necesario que «más que regular la tecnología, debemos preocuparnos del uso, porque la flexibilidad de alguna manera permite que las tecnologías puedan ser ocupadas en gran parte del sistema».
«Puntualmente, desde el punto de vista de la regulación, estamos centrados en entender el uso y quiénes son los beneficiarios y quiénes deben pagar, por lo que es una discusión que estamos madurando», añadió el personero.
noviembre 21, 2018 | ERNC, Industria
La flexibilidad en la operación del sistema eléctrico nacional fue el eje central de la primera jornada de conferencias de la II Feria Internacional de Energías Renovables, ExpoERNC 2018, que realiza la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera A.G.) y Technopress, una empresa del Grupo Editorial Editec, la cual se realiza en el Business & Conference Center de Santiago hasta este viernes 23 de noviembre.
La ministra de Energía, Susana Jiménez, inauguró el encuentro, reiterando el objetivo del gobierno para enviar en el primer semestre de 2019, el proyecto de ley de flexibilidad al Congreso, el cual incluirá varios aspectos de la actual Ley de Transmisión para perfeccionarlos, especialmente en lo que se refiere a los costos que han significado algunos puntos de la normativa para los actores del sistema eléctrico.
Transmisión
Este tema fue abordado por José Venegas, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE) durante el primer módulo de discusión sobre las normativas futuras que impactarán a las energías renovables, donde sostuvo que la flexibilidad deberá considerar puntos como los planes de expansión del sistema de transmisión.
El ejecutivo señaló que la idea es que estos planes “no pueden ser un obstáculo, y frenar el desarrollo de la conexión, ya sea en generación y demanda”, mencionando problemas que se han registrado en el sector, como retrasos que dificultan la concreción final de proyectos de energías renovables y que deben esperar a un plan de expansión para conectarse a las redes.
Según Venegas, se está estudiando cómo flexibilizar esto, “para efectivamente viabilizar las conexiones en el plazo más corto posible, sin afectar el abastecimiento de la demanda”.
[VEA TAMBIÉN: II ExpoERNC 2018 contará con la visión de tres gremios de energías renovables de la región]
“Debe haber una manera de que podamos pasar desde el plan de expansión a una forma más expedita, sobre todo tomando en cuenta que hay un desarrollo de proyectos, y de la demanda, que crece más rápido que los tiempos involucrados en la planificación de la expansión”, agregó.
Venegas afirmó que los cambios que se estudian “debe ver bien dónde vamos a situar (la flexibilidad) y cómo vamos a hacer que se remunere y es en eso en lo que estamos trabajando”, agregando que también se debe revisar la forma en que se reconocerá el aporte de las diversas tecnologías, además de las señales adecuadas de inversión en flexibilidad,la reducción de costos y la introducción de la flexibilidad en los servicios complementarios.
Otros elementos que revisa la CNE son las licitaciones de suministro para clientes regulados y la norma técnica de operación de los pequeños medios de generación distribuida (PMGD).
Certificación
José Tomás Morel, gerente de Estudios del Consejo Minero, indicó que otra regulación relevante para la demanda eléctrica son los llamados “certificados verdes”, que acreditan el consumo de energía renovable, especialmente en lo que se refiere a “cómo nos vamos a asegurar que esa energía que está acreditándose para un cliente, no se esté acreditando también para otro cliente”.
El ejecutivo destacó que esto es importante, debido a la trazabilidad que tiene la industria minera en sus procesos productivos, añadiendo que otro punto relevante para el sector son los planes regionales de ordenamiento territorial, particularmente respecto al desarrollo de actividades industriales.
En el segundo módulo del evento se analizó el sistema de transmisión y la maximización del potencial de las energías renovables, donde se planteó la importancia de avanzar en el diseño de las redes y la forma en que se van a insertar los proyectos de generación que tienen este tipos de tecnologías.
noviembre 12, 2018 | Industria
(Economía y Negocios online) La firma eléctrica chilena Colbún aseguró que se encuentra actualmente priorizando el desarrollo de dos proyectos de generación, el eólico Horizonte (607 MW) y el fotovoltaico Sol de Tarapacá (200 MW), aunque aseguró que su decisión de inversión en dichos complejos depende de si gana más contratos de suministro.
Así se desprende de las conclusiones de un encuentro sostenido entre ejecutivos de la compañía y un equipo de analistas de Banchile Citi, quienes en un reporte enviado a sus clientes dieron a conocer los resultados de la reunión.
«La empresa está priorizando el eventual desarrollo de los proyectos Horizonte (eólico, 607MW) y Sol de Tarapacá (150-200MW). Para destrabar aquellos proyectos, la empresa dice que necesita ganar más contratos de suministro de energía eléctrica y una resolución regulatoria respecto a los servicios complementarios», explicó la intermediaria.
No obstante, Banchile Citi cree que el desarrollo de ambos proyectos «no es tan probable» en el corto plazo, «más allá de oportunidades puntuales de una adquisición o contrato con un tercero para comprar energía eléctrica».
[VEA TAMBIÉN: Thomas Keller: “La ambición que tenemos es duplicar el parque de generación que hoy tiene Colbún”]
«Colbún ha aprovechado la migración de clientes desde el segmento regulado hacia clientes libres ganando 2,8 TWh de contratos de suministro desde 2017 a precios que estimamos de manera conservadora en torno a US$ 50/MWh. Dicho esto, creemos que la empresa está dispuesta a competir en las próximas licitaciones (tanto regulados como con clientes libres)», agregó la corredora.
En materia de generación, los ejecutivos de Colbún, liderados por su CFO, Sebastián Moraga, no descartaron «que los volúmenes de deshielo de esta temporada finalmente estarán por lo menos en línea con la temporada pasada».
«Nosotros pronosticamos que la generación hidroeléctrica de la empresa para el 4T18 y el 1T19 será ~3,6TWh (+0% a/a). Respecto a la descarbonización, Colbún destaca que su exposición es relativamente menor puesto que su capacidad instalada a carbón alcanza a solo 350MW, ~6% del total del sistema», apuntaron desde Banchile Citi.
Con todo, el banco de inversión reiteró su recomendación de `mantener` para Colbún, con un precio objetivo de $140 por acción.
noviembre 5, 2018 | Industria
El acceso abierto, el uso de instalaciones y soluciones flexibles y eficientes son el foco que tendrá la ley miscelánea que prepara el Ministerio de Energía para perfeccionar la actual normativa de Transmisión (Ley 20.936), donde la idea no es realizar cambios de fondo al marco regulatorio, sino que abordar algunos aspectos.
Así lo afirmó la ministra de Energía, Susana Jiménez, durante el seminario «Cambios en la regulación eléctrica de transmisión y distribución», organizado por el comité chileno del Cigré en el Hotel Intercontinental, donde se evaluó la Ley 20.936 a dos años de vigencia, además de revisar los avances en los trabajos de reforma en el segmento de la distribución eléctrica.
Perfeccionamientos
De acuerdo a la ministra Jiménez, «nuestro objetivo no es modificar los lineamientos sobre los cuales se construyeron los conceptos que finalmente fueron plasmados en la iniciativa legal, pues creemos que el tiempo transcurrido es muy breve para efectuar cambios de fondo y respetar profundamente los trabajos que se sostienen en el consenso».
De todos modos, la autoridad mencionó que se han identificado elementos de la normativa «que tienen oportunidades de mejoría, por lo que estamos diseñando una iniciativa legal de perfeccionamiento de la transmisión que recoja estos puntos grises o que han tenido dificultades para ser aplicados, y permitan entregar mayor claridad a cada participante del mercado».
[VEA TAMBIÉN: Ministerio de Energía busca perfeccionar puntos de la Ley de Transmisión]
Marcelo Mardones, jefe de la División Jurídica del Ministerio de Energía, explicó que dentro de las dificultades que se han encontrado en la actual Ley de Transmisión están los mecanismo de conexión de proyectos a las redes, lo que se relaciona con la duración de los procesos de los planes de expansión, que se extienden más allá de un año.
Otro punto indicado por el profesional es el uso de instalaciones con fines diversos, para «compatibilizar la utilización de la infraestructura eléctrica de transmisión con otros servicios de distinta naturaleza, como telecomunicaciones».
También se mencionó la necesidad de incorporar el «reconocimiento de soluciones flexibles y eficientes» de transmisión, donde se contempla la posibilidad de realizar obras que ya estén decretadas, las cuales se podrían modificar, suspender y hasta eliminar», además de soluciones a los periodos de tiempo «en los cuales aún no se implementan obras de largo plazo para permitir que eventuales congestiones en la transmisión se puedan solucionar en el corto plazo.
Para Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía, hay espacios de mejora en la definición de los sistemas de transmisión estipulados en la actual Ley, pues «el sistema de transmisión debe ser un facilitador y debe ser todo lo flexible para que este mercado permita más competencia».
Distribución
En el segundo módulo sobre la «Nueva regulación en distribución eléctrica», Sergio Barrientos, director del Cigré, mostró las recomendaciones del organismo para avanzar en la reforma de este segmento, destacando la posibilidad de incorporar servicios complementarios en el sector.
Por su parte, Rosa Serrano, directora de Estudios de Empresas Eléctricas A.G., afirmó que la prioridad es mejorar los estándares de servicio, lo cual fue compartido por Pedro Miquel, director de Systep, quien agregó que la incorporación de nuevas tecnologías contribuirá a lograr este objetivo.
noviembre 5, 2018 | Industria
(La Tercera-Pulso) Thomas Keller está contento. Es que la eléctrica de la familia Matte ha tenido una buena semana. El viernes 26 de octubre inauguró La Mina, una pequeña central hidroeléctrica de 34 MW ubicada en El Maule, y el martes volvió a abrir la llave del gas natural con Argentina para abastecer con el hidrocarburo a sus centrales del complejo Nehuenco.
Pero la eléctrica no descansa. Ahora tiene una hoja de ruta trazada, la que busca duplicar el actual parque de generación de la compañía y sumar, en una década más, hasta 4.000 MW adicionales pero sólo de energía renovable de fuentes variables, como son las plantas eólicas y solares. Para el corto plazo, la firma está esperando avanzar en la ejecución de 1.300 MW de este tipo de tecnologías, para lo que tiene contemplado invertir unos US$ 1.300 millones en obras que tienen que tener la característica de “ejecutables” y que se esperan para un horizonte de tiempo que va más allá de 2020.
¿Se reactivó el sector? El gerente general de la compañía explica que el país dejará atrás los “crecimiento anémicos” de la demanda eléctrica, no sólo de la mano de la recuperación económica, sino también de las expectativas que abre la electromovilidad y la masificación de la electricidad como forma de mejorar el estándar ambiental del país.
¿Qué ha sido de Colbún en este 2018?
-Ha sido un año muy activo en distintos frentes, pero lo más relevante es el avance que hemos realizado a nuestra hoja de ruta para el mediano y largo plazo y que tiene que ver con la incorporación, muy significativa, de las tecnologías de energía renovable de fuente variable en nuestra matriz energética. La idea es hacia fines de este año contar con proyectos en distintas etapas de desarrollo por un total de 1.300 MW. Eso es lo que tendremos en nuestro portfolio y la característica es que sean proyectos completamente realizables.
¿Cuántos proyectos nuevos sumarán?
-Se trata de siete proyectos que suman cerca de 1.300 MW que están en etapas iniciales de desarrollo, dos de ellos conocidos como es el caso de Horizonte y Sol de Tarapacá y los otros cinco son proyectos que están en las regiones de Biobío, Los Lagos, Coquimbo, todos estos eólicos, y en Atacama donde estará un nuevo proyecto solar. En la medida que se vayan perfeccionando los contratos, los daremos a conocer, pero hasta ahora, si tomamos los costos actuales de desarrollo de estas tecnologías, estamos hablando de un plan de inversión de unos US$ 1.200 millones a US$ 1.300 millones.
¿Se puede hablar de una reactivación de la cartera de inversiones de Colbún?
-Creo que sí, pero no es inminente, porque el ritmo en que se irán construyendo dependerá de cómo evoluciona el mercado y en particular, del comportamiento que tenga la demanda eléctrica. Por lo que está cartera se está vislumbrando para el año 2020 y 2021 hacia adelante. Y si lo proyectamos a más largo plazo, de acuerdo a la visión que tenemos como compañía, la idea sería en los próximos 10 años incorporar del orden de los 4.000 MW en energías renovables variables y sumarlas al parque de generación de Colbún. La ambición que tenemos es duplicar el parque de generación que hoy tenemos en Colbún.
¿Qué expectativas están viendo en el sector energético para reactivar las inversiones?
-Vamos a dejar atrás los crecimientos anémicos que tuvimos en relación a la demanda en los últimos cuatro años. Algo de eso ya se está viendo, aunque aún es incipiente, pero las tasas de crecimiento de consumo eléctrico están mostrando un nivel de recuperación. Somos optimistas, porque pensamos que el consumo de la energía eléctrica es uno de los pilares para mejorar la performance ambiental de Chile. No sólo por el lado de la electromovilidad, sino también por el uso de la energía eléctrica en el ámbito domiciliario, lo que presenta oportunidades de crecimiento interesante para el sector y abriga la esperanza de que el crecimiento no solamente vendrá por la recuperación económica en Chile, sino por los atributos específicos que ofrece el sector eléctrico a la sociedad.
¿Terminó también este período de reflexión en el que estaba sumergido el sector?
-El sector está viendo lo mismo que ve Colbún y que es que hoy la demanda no está expandiéndose a tasas muy altas, entonces, el sistema no necesita de capacidad adicional y por eso no debe sorprender que en el corto plazo no estemos viendo puestas en marcha de proyectos importantes. Nosotros como Colbún nos estamos preparando para estar presentes cuando la demanda del sector eléctrico así lo requiera y eso implica tener un portfolio de proyectos que sean ejecutables en el momento en que las condiciones de demanda lo ameriten.
Revive San Pedro
¿Qué pasa con los proyectos hidroeléctricos, sobre todo con San Pedro?
-San Pedro está en la misma categoría que estas otras iniciativas renovables y variables, salvo que está en una etapa más avanzada. En las próximas semanas vamos a reingresar el proyecto de modificación del EIA del proyecto San Pedro.
¿La demora en entregar esa información, solicitada en 2015, fue porque Colbún le quitó presión al proyecto o por la complejidad de las observaciones?
-Fue por las dos cosas, porque dado lo que estamos viendo en el mercado eléctrico en relación al crecimiento de la demanda, era menos urgente avanzar con esta iniciativa. Ahora, ese proyecto no tiene una decisión de inversión tomada, pero acá lo importante es estar en condiciones de realizar este proyecto y para eso tiene que pasar el trámite ambiental. También estamos conscientes que hay sectores en el área de influencia del proyecto que tienen aprehensiones con la iniciativa, y por lo tanto, está claro que hay que hacer un trabajo muy profundo en la etapa de evaluación ambiental. Luego de completar ese proceso se verá si están las condiciones dadas para materializarlo.
¿Hay riesgo de que el proyecto, dado su larga data, sufra complicaciones por el alto costo como le ha pasado a otros proyectos?
-Cada proyecto tiene sus propias complejidades. Obviamente hay que estar atento, pero hemos hecho revisiones de la ingeniería y de los costos de forma permanente y no tenemos grandes variaciones respecto a lo estimado, de tal manera de que, si bien, todo proyecto tiene un riesgo de construcción, pensamos que tenemos la disciplina para manejar esos riesgos.
Entonces, ¿Cuánto suma todo el plan, incluyendo San Pedro y los proyectos Los Cuartos y Guaiquivilo Melado?
-Esos dos proyectos están en etapas más preliminares en cuanto a su etapa de desarrollo y de hecho, hoy no estamos trabajando, por el momento, en Los Cuartos, y Guaiquivilo Melado está en etapa de pre factibilidad y además este proyecto no está en ningún tren acelerado de desarrollo.
¿Y qué pasa con la internacionalización, también quedará en compás de espera?
-Quizás la internacionalización ha ido más lenta de lo que habíamos deseado, pero eso sucede no por falta de oportunidades, sino más bien porque las oportunidades que hemos estudiado y los procesos en que hemos participado, no agregaban valor a la compañía de manera que pensamos no hacerlo. Nosotros no estamos obligados a hacer una inversión afuera y no estamos bajo ninguna presión especial por hacerlo. El único principio que nos guía en la internacionalización es materializar aquellas iniciativas que le agregan valor a la empresa y a sus accionistas.
¿Hoy Argentina perdió atractivo?
-Convengamos que Argentina está pasando por un momento económico delicado, pero sí bien algún ruido mete, acá lo que tiene que prevalecer es la mirada de largo plazo.
¿Pero el foco de Colbún está en crecer en Chile más que en la región?
-Seguimos mirando oportunidades en Perú, Colombia y las seguimos mirando en Argentina. Hay un alto nivel de competencia en todos los países, pero lo que pasa es que en Chile tenemos una presencia histórica, pero eso no significa que no estemos mirando los otros países.
[VEA TAMBIÉN: Colbún pide que se reconozcan “instrumentos adecuados” en Servicios Complementarios]
Mirada de la industria
¿Qué esperan de la normativa sobre la flexibilidad del sistema?
-Es una norma muy importante porque dará las señales al mercado de cómo el sistema va a acomodar la cada vez más masiva participación de las energías renovables variables y cómo se va a remunerar la seguridad que tienen que dar las tecnologías de base y en definitiva cómo se va a gestar esta transición hacia una matriz energética cada vez más limpia y cada vez más renovable,
¿La distribución del costo es el punto central que la norma debe gestionar?
-Hay que identificar, en primer lugar, qué inversiones van a ser necesarias y qué tipo de servicios serán los necesarios para otorgar ese tipo de flexibilidad. Y segundo, cómo se va a remunerar y quién va a pagar ese servicio. Pero hoy hay bastante consenso en que el que tiene que pagar es aquel agente económico que hace que ese servicio sea necesario.
¿El cronograma sobre la descarbonización del sistema que la ministra Susana Jiménez espera tener a mediados del 2019 le pone presión al sector?
-En Chile hay 28 carboneras y Colbún tiene una, es decir, nosotros somos un actor pequeño en esto y por lo tanto, tenemos un rol bastante marginal en este tema. Creo que el cronograma estará en función de cuán rápido el sistema pueda migrar hacia otras tecnologías en términos seguros y económicos y eso está por definirse.
¿Cuál será el gesto que hará Colbún para cumplir este anhelo?
-Nosotros vamos a ser una empresa que va a colaborar en el esfuerzo de descarbonizar la matriz, no seremos un obstáculo en eso, pero este será un proceso gradual, y que tiene que ir acompañado de una serie de otras definiciones y ojalá acompañado con un esfuerzo de descarbonización de los otros sectores de la economía. Hablamos mucho de la generación termoeléctrica, pero de la emisión de gases de efecto invernadero, el sector no representa más del 30% y acá está también todo el mundo del transporte que contribuye otro tanto a la emisión de los gases de efecto invernadero. Ojalá más temprano que tarde, cuando hablemos de descarbonización, ataquemos este desafío desde todos los ángulos o de las fuentes que lo generan.
Además, el sector eléctrico es la solución para el problema, porque parte de la solución en materia de descarbonización en el sector transporte viene de la electromovilidad. Entonces, el sector eléctrico está ya jugando un rol muy importante, quizás el más importante de todos en una sociedad que quiere ser menos intensa en carbón.
HidroAysén
A días que se cumpla un año desde que Enel y Colbún decidieran disolver la sociedad que crearon en septiembre del año 2006 para impulsar el polémico proyecto HidroAysén, hoy Thomas Keller reflexiona sobre la ambiciosa iniciativa que buscaba levantar cinco centrales hidroeléctricas entre los ríos Baker y Pascua.
El ejecutivo asegura que el proyecto nunca representó una carga para la eléctrica de los Matte y que tampoco los distrajo de la agenda estratégica que se estaba diseñando para Colbún, donde las iniciativas hidroeléctricas de envergadura no estaban consideradas en su plan de crecimiento de mediano y largo plazo.
Además, señala que ya se devolvieron al Estado todos los derechos de agua relacionados a la iniciativa, a las cinco centrales, y que también ambas empresas se repartieron las tierras que tenían en la zona, los que sumaban unas 10 mil hectáreas. El proceso se concretó el viernes 7 de septiembre pasado, en la última reunión de directorio de la liquidada sociedad.
¿Está más liviano Colbún sin la mochila que representaba tener a HidroAysén en su cartera de proyectos?
-No. HidroAysén nunca fue una carga. Habían ciertas decisiones que eran complejas de tomar y bueno, para eso estamos, pero nunca nos distrajo de la agenda estratégica ni de las prioridades que teníamos en nuestro negocio y nunca lo sentí como una carga. Sí sentí que era una decisión importante que había que tomar.
¿Ese proceso de toma de decisión se ejecutó más lento de lo que usted hubiese querido?
-Yo llegué a la empresa el año 2014 y ya había pasado mucha agua sobre el río, literalmente, y creo que los timing de los que fui partícipe fueron los correctos. No sentí ninguna presión de un sentido ni del otro, no nos distrajo de nuestro quehacer y se tomaron las decisiones correctas en los momentos oportunos.
¿Y ahora qué queda por finiquitar?
-Quedan detalles absolutamente formales, pero los derechos de agua se entregaron y se repartieron las tierras con Endesa. No hay nada relevante pendiente.
¿Qué hará Colbún con sus tierras?
En su oportunidad, conversamos con algunas ONGs que tuvieron una participación activa en la discusión del proyecto y ellos manifestaron su interés en darle un uso a esos terrenos para ciertas actividades comunitarias. Nosotros estamos abierto a eso, pero hoy día no es una prioridad para la empresa.
Confianza hacia Argentina
a eléctrica retomó el contacto con Argentina como fuente más económica de suministro de gas, hidrocarburo necesario para operar sus centrales Nehuenco, en la V Región. El jueves la llave entre ambos países, relación que se había quebrado a mediados del 2000, cuando desde el otro lado de la cordillera comenzaron a disminuir los envíos del combustible. Pero keller le pone paños fríos a los nuevos acercamientos.
¿Se puede confiar nuevamente en Argentina?
-Hoy día, dada la naturaleza del contrato que tenemos, el tema de la confianza no es un punto muy relevante porque estos contratos son por naturaleza interrumpibles y flexibles para ambas partes. Por un lado, el compromiso asumido no es “a todo evento”, es decir, no es constante, porque depende de la existencia de excedentes desde el lado argentino. Y nuestra contraparte ha sido tan clara y transparente en decir que los excedentes se proyectan en el período que va desde octubre a mayo, por lo tanto, los acuerdos que hemos suscritos tienen esa ventana solamente.
¿Y qué gana Chile?
-Nosotros también tenemos flexibilidad porque no estamos obligados a comprar. De hecho, los contratos son tan flexibles que nosotros podemos nominar cada 24 horas y se hará en función de la necesidad del sistema chileno, es muy dinámico
¿Qué representa esta nueva unión para la industria?
-Es el comienzo para reestablecer lo que ojalá en el mediano plazo se traduzca en compromisos más a firme y de más largo plazo. Este es un primer paso súper importante y que permite reconstruir confianzas y que se da también a nivel geopolítico, porque es una manifestación de las relaciones que se están dando con Argentina, y esta es una relación win-win, acá todos ganamos.
