CAPITULO 1

www.revistaelectricidad.cl

capítulo 1

el sector energético en chile

Foto: Juan Carlos Recabal - Compendio Energético de Chile

Sexta Edición

Una herramienta de aprendizaje única en su tipo. Análisis y Estadísticas del Sector Energético en Chile • Hidrocarburos • ERNC • Energía Nuclear

• Electricidad (Generación y transmisión)

Todos los contactos que necesitas, a través de directorios: • Empresas Productivas de los Sectores Eléctrico e Hidrocarburos • Organismos e Instituciones


LA EDITORIAL TÉCNICA Y DE NEGOCIOS LIDER DE CHILE

• Centrales Eléctricas • Productos y Servicios • Empresas Proveedoras

ESTUDIOS & COMPENDIOS


capítulo 1

el sector energético en chile

1. análisis y estadística

Foto: Juan Carlos Recabal - Compendio Energético de Chile

capítulo I / el sector energético en chile

Análisis y Estadística El primer directorio del Capítulo I de este Compendio corresponde al Análisis y Estadística del sector energético de Chile. El texto comprende una visión de las características fundamentales de la estructura del sector y un conjunto de estadísticas para mostrar la realidad actual, desde el punto de vista del marco institucional, políticas, diagnóstico, sus aspectos generales, la generación, transmisión y distribución, como también referencias a aspectos relativos a la eficiencia energética.

12

COMPENDIO ENERGÉTICO DE CHILE


Índice 1. Introducción......................................................................15

3.2.3.1. Reglamento de la LGSE (Decreto Supremo Nº327)..................................................................... 29

2. Características del país.................................................16 2.2. Estado.................................................................................16

3.2.3.3. Medios de Generación No Renovables y Pequeños Medios de Generación (Decreto Supremo Nº62)....................................................... 29

2.3. Demografía.........................................................................16 2.4. Economía.............................................................................18 2.4.1. Producto Interno Bruto....................................18

3.2.3.4. Panel de Expertos (Decreto Supremo Nº181)...................................................................... 29

2.4.2. Precios...................................................................19

3.2.3.5. Peajes de Distribución (Decreto Supremo Nº99/Nº188)............................................................ 29

2.4.3. Importaciones y Exportaciones........................19 2.4.4. Deuda Externa......................................................20

3.2.3.6. Fijaciones de Precios a otros Servicios de Distribución (Decreto Supremo Nº341)............ 30

3. Contexto General.............................................................21 3.1. Marco Institucional.........................................................21

3.2.3.7. Licitaciones para Suministro a Clientes Regulados (Decreto Supremo Nº4)................... 30

3.1.1. Ministerio de Energía..........................................21 3.1.2. Comisión Nacional de Energía (CNE).................21

3.2.3.8. Reglamento de la Ley ERNC (Resolución 1.278 Exenta)................................................................... 30

3.1.3. Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC)..............................................21

3.2.4. Normativa Técnica...............................................30

3.1.4. Panel de Expertos...............................................22

3.2.4.1. Norma de Seguridad y Calidad de Servicio.....30

3.1.5. Ministerio de Medio Ambiente............................22 3.1.6. Tribunal de la Libre Competencia (TDLC)........22

3.2.4.2. Norma de Conexión y Operación de PMGD en Media Tensión....................................................... 30

3.1.7. Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC).................................................................... 23

3.2.4.3. Norma Técnica de Emisión para Centrales Termoeléctricas................................................. 30

3.1.8. Centro de Energías Renovables (CER).............23

3.3.

3.1.10. Agencia Chilena de Eficiencia Energética (AChEE).....................................................................24

3.3.2. Capacidades de Investigación en el Sector de Energía en Chile................................................... 30

3.1.11. Agentes del Mercado.........................................25 3.2.1. Reseña histórica..................................................25

3.3.3. Matriz de Información Relacionada................34 3.4. Diagnóstico del Sector Energético..............................34 3.4.1. Matriz Energética...............................................35

3.2.2. Leyes......................................................................27

3.4.2. Oferta de Energía................................................35

3.2.2.1 Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE)...27

3.4.3. Evolución de la Oferta de Energía..................38

3.2.2.2. Ley Corta I (Ley 19.940).......................................27

3.4.4. Consumo Final de Energía.................................38

3.2.2.3. Ley Corta II (Ley 20.018).......................................28

3.4.5. Comportamiento del Consumo Sectorial......40

3.2.2.4. Generación con fuentes de Energías Renovables no Convencionales (Ley 20.257).. 28

3.4.6. Comportamiento de los Precios de los Energéticos Primarios....................................... 40

3.2.2.5. Concesiones de Energía Geotérmica

(Ley 19.657)............................................................28

3.2.2.6. Seguridad de Suministro a Clientes Regulados y Suficiencia de los Sistemas (Ley 20.220)...... 28 3.2.2.7. Generación Distribuida en Baja Tensión (Ley 20.571).................................................................... 29 3.2.3. Reglamentos .......................................................29

Investigación y Desarrollo de Capital Humano.........30 3.3.1. Comisión Nacional de Investigación Científica y Tecnológica (CONICYT)..................................... 30

3.1.9. Comisión Chilena de Energía Nuclear (CChEN)...24

3.2. Legislación Vigente...........................................................25

1

3.2.3.2. Transferencias de Potencia (Decreto Supremo Nº244)..................................................... 29

2.1. Geografía............................................................................16

3.4.7. Situación Actual y Proyecciones.....................41 4. Descripción General del Sector Eléctrico ................45 4.1. Reseña histórica...............................................................45 4.2. Sistemas Eléctricos............................................................. 45 4.3.

Estructura del Mercado Eléctrico Chileno................... 49 4.3.1. Fundamento Económico

del Mercado Chileno..........................................50


13


4.3.2. Modelo del Mercado Eléctrico.......................51

5.4.12. Ley de Energías Renovables no Convencionales (Ley 20.257)............................. 95

4.3.2.1. El Mercado Spot..................................................52 4.3.2.2. Mercado de Contratos......................................53

5.4.13. Redes Inteligentes..............................................96

4.3.2.3. Servicios Complementarios..............................54

5.4.14. Generación Distribuida......................................97 5.4.15. Energía Nuclear..................................................98

4.3.2.4. Tipos de Consumidores.......................................54 4.4. Sistema de precios................................................................ 54

5.5.

4.4.1. Sector Generación..............................................54

5.5.1. Endesa Chile.......................................................106

4.4.2. Sector Transmisión............................................55

5.5.2. Colbún.................................................................108 5.5.3. AES Gener............................................................108

4.4.3. Sector Distribución............................................57 4.4.4. Estructuración y Adición de Precios en Generación-Transmisión-Distribución............ 57

5.6.

5.

Generación de energía eléctrica ..................................61

6.1. Sistema de Transmisión Troncal................................. 113

5.1.

Generación Hidroeléctrica.............................................61

6.2. Sistemas de Subtransmisión ....................................... 114

5.1.1.

6.3. Sistemas Adicionales..................................................... 114

Centrales Hidroeléctricas de Pasada...........61

5.1.2. Centrales Hidroeléctricas con Embalse de Reserva.................................................................. 61 5.2.

Generación Térmica..........................................................62 5.2.1. Centrales de Carbón.........................................62 5.2.2. Centrales de Petróleo......................................63 5.2.3. Centrales de Ciclo Combinado........................63

6.4.

6.4.2. CGE Transmisión................................................ 117 6.5. Obras en desarrollo..................................................... 118 7. Distribución de Energía Eléctrica...............................121 7.1.

7.1.2.

5.3.1. Hidroelectricidad...............................................64 5.3.2. Hidrocarburos.....................................................64 5.3.2.1. Petróleo................................................................67 5.3.2.2. Gas Natural..........................................................71 5.3.2.3. Biocombustibles..................................................74 5.3.3. Carbón Mineral...................................................75 5.4. Fuentes Alternativas de Energía...................................77 5.4.1. Energía Eólica......................................................78 5.4.2. Hidroelectricidad de pequeña escala............80

Grupo CGE............................................................123

7.1.3. Chilquinta...........................................................127

5.2.5. Centrales de Petcoke........................................63 5.3. Fuentes de Energía Primaria...........................................63

Empresas del Sector Distribución..............................121 7.1.1. Chilectra............................................................122

o Desechos Forestales......................................63

5.2.6. Turbinas a Gas.....................................................63

Empresas del Sector Transmisión.............................. 114 6.4.1. Transelec S.A..................................................... 115

5.2.4. Centrales de Biomasa

Proyectos en Desarrollo............................................. 110

6. Transmisión de Energía Eléctrica...............................113

5.1.3. Centrales Hidroeléctricas de Bombeo..........61

7.1.4. Saesa....................................................................128 7.2. Niveles de Tensión...........................................................130 7.3. Cobertura........................................................................130 7.4.

Eficiencia Energética......................................................131

8. Actualidad........................................................................135 8.1.

Estrategia Nacional de Energía 2012-2020................135

8.2.

Comisiones CADE y CCTP..................................................140

8.3.

Politización de los Proyectos Energéticos..............142

8.4.

Interconexión SIC-SING...................................................143

8.5.

Inauguración de la Primera

Central Fotovoltaica....................................................147

5.4.3. Energía Geotérmica.............................................82

8.6. Norma de Emisiones para las Centrales Termoeléctricas.............................................................147

5.4.4. Energía Solar.......................................................85

8.7.

Promulgación del Proyecto de Net Metering...........149

5.4.5. Cogeneración.......................................................86

9. Medio Ambiente y Energía..............................................150

5.4.6. Biomasa.................................................................86

9.1. Introducción....................................................................150

5.4.7. Energía de los Mares..........................................88

9.2.

5.4.8. Shale Gas..............................................................90 5.4.9. Diagnóstico de Barreras a las ERNC..............92

9.3. Impactos Ambientales Asociados a Proyectos de Inversión Eléctricos......................................................153

5.4.10. Definición de Medios

9.4.

14

Empresas del Sector Generación................................103

Compromisos Adquiridos por Chile.............................152

Internalización de Costos............................................153

de Generación de ERNC.......................................93

9.5. Tribunales Ambientales.................................................155

5.4.11. Marco Regulatorio para las ERNC..................94

10. referencias......................................................................157



1 INTRODUCCIÓN Durante 2012, el país ha mantenido buenos resultados macroeconómicos y continúa en la senda de crecimiento tras la última crisis económica, proyectando una expansión del PIB del 5%, manteniendo la inflación controlada y exhibiendo las tasas de desempleo más bajas de los últimos 15 años. En materia energética, 2012 fue un año donde se mantuvieron las restricciones hidrológicas que han disminuido la participación de las centrales hidroeléctricas. El ingreso del orden de 1.000 MW a base de carbón permitiría alcanzar un nivel mayor de seguridad y reducir los costos de la energía a nivel residencial, puesto que las licitaciones que comienzan a regir consideran una indexación a base del índice de precios de Estados Unidos y el precio de los combustibles. En términos globales, la matriz energética del país durante 2011 exhibió nuevamente una tendencia hacia el mayor uso de combustibles fósiles y un menor aprovechamiento de la hidroelectricidad. El consumo bruto de energía primaria aumentó en 13% en relación a 2010, donde destaca el aumento en el uso del carbón, que registró una variación del consumo de 27%. En contraste, la hidroelectricidad reduce su participación desde 8% a 6% en la matriz global, diferencial sustituido por un mayor uso de la leña. Las energías alternativas, como la eólica y el biogás, no experimentaron variaciones significativas y mantienen una importancia menor en comparación a las opciones tradicionales. Durante este año, el Gobierno anunció su propuesta de largo plazo: la Estrategia Nacional de Energía 2012-2030, tras recibir los diagnósticos y planteamientos sobre los desafíos del sector eléctrico por parte de expertos y de organizaciones ciudadanas. La Estrategia Nacional de Energía está basada en seis pilares fundamentales que incluyen a cada uno de los segmentos de la industria. Uno de los anuncios más destacados fue el deseo de incentivar el desarrollo de energías limpias no convencionales, planteando una mayor incorporación de estas fuentes hasta alcanzar un 20% en la próxima década, por medio de licitaciones, incentivos y señales de localización a los inversionistas. Lamentablemente, transcurridos sólo unos meses, este anhelo fue descartado por el Ministerio de Energía, volviendo a los requerimientos iniciales planteados por la Ley N˚ 20.257. Lo anterior implica que el desarrollo de la matriz continuará focalizado en las energías tradicionales. En materia de transmisión, en septiembre de 2012 fue enviado al Congreso el proyecto de Carretera Eléctrica, el cual pretende perfeccionar la planificación y expansión del sistema de transmisión troncal. Dentro de las medidas incluidas en el texto, destaca una mayor participación del Estado en la definición de las zonas aptas para la localización de las franjas, la definición de los trazados por medio de consultorías técnicas y una contraparte política constituida por un Comité Interministerial, con el fin de aprovechar de mejor forma los recursos territoriales y medioambientales. Otro aspecto importante derivado de los problemas que atraviesa el sector fue la incertidumbre en la incorporación de los grandes proyectos de generación de los últimos años. En agosto, la Corte Suprema rechazó la viabilidad

del proyecto Castilla, requiriendo un nuevo estudio que considere el impacto conjunto del puerto de descarga junto a la central, mientras que HidroAysén exhibe problemas en su aprobación en sus dos etapas; el proyecto de generación será evaluado finalmente por el Comité de Ministros, mientras que la presentación del Estudio de Impacto Ambiental de las líneas de transmisión se encuentra suspendido dada la falta de consenso en el país sobre la política energética de largo plazo.

1

Ambas señales han afectado negativamente la inversión minera en el norte del país. El proyecto Cerro Casale, en la Región de Atacama, ha sido suspendido debido a que los altos costos de la energía lo han hecho poco rentable. Esta decisión también fue adoptada por Codelco para la ampliación de la División El Salvador, lo que se traduce en una necesidad aún más urgente para adoptar las medidas necesarias en el plano político y judicial, con el fin de facilitar la tramitación de aquellas iniciativas que cumplan con los requerimientos técnicos y ambientales. Junto a las necesarias modificaciones al sistema de tramitación ambiental, en el exterior pareciera haber señales positivas en relación al acceso a energéticos que permitan equilibrar correctamente el costo de la energía y la alteración del ecosistema. El escenario internacional muestra indicadores favorables para continuar la expansión de recursos de gas no convencionales. El de mayor desarrollo hasta hoy, el shale gas, ha facilitado que Estados Unidos se convierta en exportador de este insumo. A raíz de este cambio, se proyecta una mayor importación en la medida que su precio se mantenga competitivo frente al carbón y que sus efectos medioambientales continúen acotándose. Por otra parte, tras dos años del último gran accidente nuclear tras el terremoto de Japón, el Ejecutivo ha anunciado que durante el primer semestre de 2013 serán licitados nuevos estudios para continuar analizando la posibilidad de desarrollo de la energía nuclear en Chile. La materia de estudio en esta ocasión será el tipo de tecnología factible así como opciones de ubicación de las plantas, de forma tal que en un plazo de 10 años aproximadamente el Gobierno de turno decida en forma responsable e informada si es viable la implementación de una o más centrales nucleares de potencia. Este documento, que llega a su sexta edición en 2012, incorpora al análisis elementos de la contingencia nacional que han formado parte del debate desde 2011 y en 2012, una descripción de los hechos que han marcado la agenda y la situación actual de los proyectos energéticos de mayor relevancia. Junto a ello, se incorporan tópicos de sustentabilidad y una descripción de la nueva institucionalidad medioambiental, aspectos que sin duda serán relevantes en las decisiones de inversión futuras. En este sentido, la motivación de este y otros estudios del Grupo Editorial Editec es contribuir a sus lectores con antecedentes objetivos y actualizados sobre el escenario actual y las proyecciones futuras, con el objeto de contribuir al desarrollo del sector y del país.


15


2 Características del país Se detallan a continuación algunos asuntos generales sobre las características del país en términos geográficos, demográficos y económicos. Estos puntos son esenciales para comprender, por una parte, la oferta de energía actualmente disponible en el país y, además, las perspectivas futuras en relación a la estructura del sistema eléctrico y el desarrollo de nuevas fuentes energéticas.

2.1 Geografía

La República de Chile está ubicada en el extremo suroeste de América del Sur, su capital es Santiago, y está constituida por tres zonas. La primera de ellas está ubicada en la costa occidental del Cono Sur y es conocida como Chile continental, comprendiendo un terreno extendido entre la ribera suroriental del Océano Pacífico y la cordillera de los Andes a lo largo de 4.270 km. Limita al norte con Perú, al este con Bolivia y Argentina y al sur con el Paso Drake. La segunda se denomina Chile insular y corresponde a los territorios ubicados en el Océano Pacífico Sur: el archipiélago Juan Fernández, las islas Desventuradas, la isla Salas y Gómez y la Isla de Pascua. Chile continental e insular, en conjunto, comprende una superficie de 756.096 km2. La tercera zona es llamada Territorio Antártico Chileno, de 1.250.258 km2 de superficie, sobre la cual Chile reclama soberanía. Esta reclamación está congelada de acuerdo a lo estipulado por el Tratado Antártico, del que Chile es signatario, sin que su firma constituya una renuncia. Chile se ubica a lo largo de una zona altamente sísmica y volcánica, perteneciente al Cinturón de Fuego del Pacífico, debido a la subducción de la placa de Nazca en la placa Sudamericana. El relieve chileno está integrado por una Depresión Intermedia que cruza el país en forma longitudinal entre dos formaciones montañosas: la cordillera de los Andes al este y la cordillera de la Costa al oeste. Entre ésta y el océano Pacífico existe una serie de planicies litorales, de extensión variable y que permiten el asentamiento de localidades costeras y grandes puertos. El Norte Grande abarca las tres primeras regiones del país. Se caracteriza por la presencia del desierto de Atacama, el más árido del mundo. Al sur se encuentra el Norte Chico, que se extiende hasta el río Aconcagua. La existencia de ríos que atraviesan el territorio permite la formación de valles transversales, donde se ha desarrollado fuertemente la agricultura. En esta zona existe un clima semiárido que sirve como transición hacia climas más fríos hacia el sur. El Valle Central es la zona más habitada del país, gracias a la amplitud de las planicies que han permitido el asentamiento de ciudades y puertos, se caracteriza por un clima mediterráneo con las cuatro estaciones marcadas en las zonas centrales. Las zonas costeras presentan una alta oscilación térmica debido a la presencia de la cordillera de la Costa. La Patagonia se extiende desde el seno de Reloncaví hacia el sur, en la zona austral se desarrolla un clima estepárico frío, mientras que en el Territorio Antártico Chileno predomina el clima polar.

2.2 Estado

Chile es un Estado unitario democrático, de carácter presidencialista, conformado por diversas instituciones autónomas, enmarcadas en un esquema constitucional que determina funciones y competencias de los diversos órganos del Estado.

16


El Poder Ejecutivo está encabezado por el Presidente de la República, quien es el jefe de Estado y de gobierno. Las elecciones de 2009 determinaron que este cargo fuera ostentado por Sebastián Piñera por un período de cuatro años, a partir del 11 de marzo de 2010. El Presidente de la República designa a los ministros de Estado, intendentes y gobernadores. La administración local recae en las Municipalidades, compuestas por un alcalde y un concejo, elegidos mediante votación popular. El Poder Legislativo reside en el Presidente de la República y en el Congreso Nacional, con sede en Valparaíso, compuesto por el Senado y la Cámara de Diputados. El primero está conformado de 38 senadores elegidos por votación popular, con una permanencia de 8 años, mientras que la segunda está constituida por 120 miembros que permanecen cuatro años en el cargo. El Poder Judicial está conformado por tribunales autónomos e independientes. Dentro de ellos, el máximo órgano jurisdiccional es la Corte Suprema de Justicia, actualmente con sede en Santiago y compuesta por 21 miembros.

2.3 Demografía

En el año 2005, el Instituto Nacional de Estadísticas en conjunto con la Comisión Económica para América Latina y el Caribe, publicaron el estudio Chile: Proyecciones y Estimaciones de Población. Total País: 1950 – 2050, de forma de actualizar las proyecciones y estimaciones a nivel nacional elaboradas en 1994 con información disponible hasta el último censo realizado en 2002 (Instituto Nacional de Estadísticas 2005). En 2011, Chile alcanzó una población estimada de 17.248.450 habitantes, conformado en 49,49% por hombres y 50,51% por mujeres. Al año 2030, se estima una población total de 19.587.121 habitantes. Las tasas de crecimiento anuales, incluyendo indicadores de migración, han sido decrecientes, y las proyecciones realizadas adelantan una tasa de crecimiento exponencial que llegaría a 0,1 en el quinquenio 2045 – 2050. La Figura 2.2 muestra las estimaciones realizadas por el estudio entre los años 2000 y 2030. En 2000, el segmento más significativo correspondía a la población entre 0 y 14 años. Actualmente, la mayor fracción es el grupo de personas entre 15 y 29 años, con 24,8% del total de la población. En las próximas décadas se anticipa una tendencia al envejecimiento de los habitantes, acentuada por una tasa bruta de natalidad decreciente. En 2030, se estima que el mayor segmento será la población entre 30 y 44 años con 24,6%, mientras que el tramo de mayor edad aumentará su proporción a 6,5% aproximadamente. La proyección del porcentaje que cada segmento representa dentro de la población total entre los años 2000 y 2030 se muestra en la Figura 2.3. Finalmente, la esperanza de vida también ha aumentado significativamente, lo que incide directamente en la mayor proporción de grupos de edades avanzadas en la población total. Entre 2000 y 2030, se proyecta un aumento aproximado promedio de 3 años en la vida de una persona al nacer (Figura 2.4), exhibiendo el segmento de las mujeres mayor esperanza de vida en todos los quinquenios.


Figura 2.1

División político-administrativa de Chile

Población estimada y proyectada entre los años 2000 y 2030

Figura 2.2 Millones de Habs. 20

1

18,75

17,5

16,25

15 2000

2005

2010

2015

2020

2025

2030

Años 2000 - 2030

Fuente: Chile: Proyecciones y Estimaciones de Población. Total País 1950-2050. INE, CEPAL.

Figura 2.3

Población estimada y proyectada entre los años 2000 y 2030 según grupo etario.

100% 75%

> 75 60 - 74

50%

45 - 59 30 - 44 15 - 29

25%

0 - 14

0% 2000

2005

2010

2015

2020

2025

2030

Años 2000 - 2030


Figura 2.4

Esperanza de vida al nacer, entre los años 2000 y 2030 según quinquenio.

Edad 81

80

79

78

77 2000-2005

2005-2010

2010-2015

2015-2020

2020-2025

2025-2030

Quinquenio

Fuente: Proyecciones y Estimaciones de Población. Total País 1950-2050. INE, CEPAL. Fuente: Instituto Nacional de Estadísticas. COMPENDIO ENERGÉTICO DE CHILE

17


En términos de la densidad poblacional del país, destaca la formación de grandes áreas metropolitanas y conurbaciones: la capital del país, Santiago de Chile o Gran Santiago; Valparaíso y Viña del Mar (sumadas a Concón, Quilpué y Villa Alemana, las cuales forman el área metropolitana del Gran Valparaíso); y Concepción, Talcahuano, Hualpén, Chiguayante, San Pedro de la Paz, Penco, Coronel, Lota, Hualqui y Tomé, que conforman el área metropolitana del Gran Concepción. Estas tres conurbaciones representan prácticamente la mitad de la población del país. El detalle de esta distribución, utilizando los datos del Censo de 2002, se muestra en la Figura 2.5.

Figura 2.5

Representación de las conurbaciones a nivel nacional. .

Gran Santiago

36%

Gran Valparaíso 54%

En relación al índice de urbanización, definido como el número de personas urbanas por cada 100 habitantes del total, el país alcanzó en su conjunto un 86,9%. Las regiones que muestran las menores tasas son la VII, IX y XIV con niveles cercanos al 67%. El resto del país muestra índices de urbanización superiores a 70%, según muestra la Figura 2.6. Los mayores porcentajes de ruralización se asocian a una mayor actividad agrícola y ganadera, concentrada en la zona centro-sur del país.

Gran Concepción Resto 5% 5%

Fuente: Chile: Ciudades, Pueblos, Aldeas y Caseríos. 2005, INE.

2.4 Economía

Los estudios realizados a nivel internacional sitúan a Chile como la economía de mayor crecimiento en América Latina a partir de 1990, prácticamente duplicando su Producto Interno Bruto (PIB) actual en comparación a ese año, gracias a su apertura comercial hacia una economía global y la sólida administración de su economía interna (OCDE 2010). Los principales bienes de exportación son commodities, que constituyen la base del crecimiento observado en los últimos años.

Índice de urbanización según regiones en 2010.

Figura 2.6 Metropolitana Magallanes Aysén Los Lagos La Araucanía Biobío

Los gobiernos de las últimas dos décadas se han focalizado en incrementar la apertura económica del país por medio de la liberalización del comercio y la firma de tratados bilaterales. En 2008, Chile había alcanzado acuerdos con 58 países, incluyendo a Estados Unidos, Japón, China y la Unión Europea, sus mayores socios comerciales. El intercambio de bienes y servicios incrementó su participación en el PIB alcanzando 45% en 2008, gracias a la diversificación de los mercados y de sus propios productos. A pesar de que el cobre continúa siendo el principal producto exportado, el desarrollo de nuevos sectores ha sido una fuente preponderante en el desarrollo de los últimos años, destacando los productos forestales, la industria del salmón, frutas, carne y vino. En 2010, Chile se convirtió en el segundo país latinoamericano, después de México, en ingresar a la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE), que reúne a las economías más industrializadas del mundo. En conjunto, los países miembros de esta organización reciben el 48% de las exportaciones chilenas.

2.4.1 Producto Interno Bruto (PIB) Este indicador da cuenta del crecimiento económico de un país. Chile observó un incremento sostenido del PIB durante la década de 1990, excepto en 1999 y 2008, producto de las dos últimas crisis que afectaron a nivel global la economía. En el ámbito internacional, el rápido crecimiento del país entre 1990 y 2000 se atribuye a la calidad y complementariedad de las políticas, su estabilidad macroeconómica, la calidad de las instituciones y su apertura económica (OCDE 2010). En la Figura 2.7 se muestra la evolución del PIB del país, según estimaciones realizadas por el Fondo Monetario Internacional. En dicho análisis, se proyecta que Chile superará la barrera de los US$350 billones entre 2015 y 2016. En términos del PIB per cápita, el país se encuentra en una etapa de transición hacia los niveles observados en países desarrollados. En la Figura 2.8

18


Maule O’Higgins Valparaíso Coquimbo Atacama Antofagasta Tarapacá 0%

25%

50%

Población urbana

75%

100%

Población rural


Figura 2.7

Producto Interno Bruto calculado y estimado entre los años 2000 y 2016.

Bln USD current PPPs

400

300

200 Producto interno bruto

100

0 2000

2003

2006

2009

Años 2000 - 2016

Fuente: Country Statistical Profile: Chile 2010, OCDE.

2012

2015


Figura 2.8

Producto Interno Bruto per cápita calculado y estimado entre los años 2000 y 2016.

USD current PPPs

Figura 2.9

Variación anual del IPC entre 2004 y 2012.

%

11

30.000

9

1

IPC

7

22.500

5

15.000

3 PIB per cápita

1

7.500

-1

0

-3 2000

2003

2006

2009

2012

2015

Años 2000 - 2016

Enero Julio Enero Julio Enero Julio Enero Julio Enero Julio Enero Julio Enero Julio Enero Julio Enero 2004 2004 2005 2005 2006 2006 2007 2007 2008 2008 2009 2009 2010 2010 2011 2011 2012

Fuente: FMI.

Fuente: Estadísticas de Precios, INE.

se muestra la evolución del PIB per cápita en el país según las estimaciones del Fondo Monetario Internacional. Se estima que Chile alcanzará aproximadamente US$20.187 per cápita en 2016, con un progreso de 19,4% entre 2011 y 2016. En el contexto de la región, actualmente Argentina posee el mayor PIB per cápita de la región, seguido por Chile, Uruguay, México, Venezuela y Brasil. El país trasandino liderará el crecimiento de este indicador en los próximos 5 años, y el orden actual mantendrá las posiciones actuales en 2016 salvo en el caso de Brasil que, según las estimaciones, superará a Venezuela y se ubicará en el cuarto escaño.

2012, en un contexto global de aumento de precios producto del alza de los alimentos y costos de la energía derivada del uso del petróleo.

Si bien este indicador es usado como referencia para determinar el grado de desarrollo de un país, es necesario, además, considerar variables adicionales, como el grado de diversificación de las exportaciones y el grado de integración financiera.

2.4.2 Precios Actualmente, la inflación en Chile es una variable controlada, aunque históricamente no siempre ha sido así. En los últimos años la inflación ha bordeado el 3,5% anual, aunque durante 2008 sufrió un alza del orden del 9%. A partir de enero de 2010, el IPC es nacional con cobertura del conjunto de las 15 capitales regionales y sus zonas conurbadas. Las estimaciones realizadas por el Banco Central son optimistas, esperando alcanzar una inflación menor a 3% durante 2012. La dependencia chilena del comercio exterior coloca frecuentes presiones externas de costos, tales como el precio de los energéticos, en particular el petróleo, los cuales tienen incidencia sobre la inflación interna. La Figura 2.9 muestra la variación anual del IPC entre 2004 y 2011. Adicionalmente, en la Figura 2.10 se observa la variación particular de los combustibles entre 2004 y 2009, a partir de los datos publicados por el Instituto Nacional de Estadísticas. Las estimaciones del Fondo Monetario Internacional (FMI) auguran que Chile y Perú tendrán las tasas de inflación más bajas de la región, con un 3,2% en

2.4.3 Importaciones y Exportaciones Dentro de los puntos relevantes que explican el crecimiento del país en las últimas décadas, se mencionó la apertura comercial hacia mercados externos. El indicador relevante para demostrar este hecho es el nivel de importaciones y exportaciones de bienes y servicios como porcentaje del PIB, cuya evolución se muestra en la Figura 2.11, según datos del Fondo Monetario Internacional. De acuerdo al Banco Central, durante 2011 las exportaciones totalizaron US$80.586 millones, 13,5% por encima de las de 2009; destacando por su dinamismo el sector industria, que registró un aumento de 21,4% al comparar ambos años, seguido del sector agricultura, fruticultura, ganadería, silvicultura y pesca extractiva con un incremento de 11,7%, y del sector minería con un alza de 9,3%. Los principales productos asociados al aumento de las exportaciones fueron cátodos de cobre refinado, cobre para el afino y hierro sin aglomerar (Banco Central de Chile, 2011). Las importaciones, en tanto, contabilizaron US$74.199 millones, mostrando un crecimiento de 25,9% en relación al año precedente. La minería fue el sector con mayor crecimiento, con 50,2%; seguida del sector agricultura, fruticultura, ganadería, silvicultura y pesca extractiva, que registró un alza de 40,2%; y, finalmente, el sector industria aumentó sus importaciones en 22,3%. Los productos internados más significativos fueron el petróleo crudo, petróleo diésel, automóviles y hulla bituminosa. En relación al destino de las exportaciones, los envíos a Europa crecieron 20,8%, a lo que contribuyeron principalmente Países Bajos, España e Italia; el segundo destino con mayor desempeño fue América, con un incremento de 17,1%, al que aportaron en particular Estados Unidos, Perú y Colombia. Respecto del origen de las importaciones, destacó el crecimiento de América (34,6%), Europa (29,2%) y Asia (10,7%), donde los países que individualmente destacaron fueron Estados Unidos, China, Brasil, Alemania y Perú.


19


Figura 2.10

Variación anual del IPC de los combustibles entre 2004 y 2012.

Figura 2.11

%

Exportaciones e Importaciones como porcentaje del PIB, entre los años 2002 y 2011.

%del PIB

40

50 45

30

40 20

35 30

10

25 20

0

5

-20 Julio Enero Julio Enero Julio Enero Julio Enero Julio Enero Julio 2004 2005 2005 2006 2006 2007 2007 2008 2008 2009 2009

Enero Julio Enero Julio 2010 2010 2011 2011

Julio 2012

Fuente: Estadísticas de Precios. Instituto Nacional de Estadísticas.

2.4.4 Deuda Externa De acuerdo a lo anunciado por el Banco Central, la deuda externa del país a diciembre de 2011 alcanzó US$98.579 millones, lo que representó un aumento de 17,2% respecto del año anterior. Este incremento se presentó en

20

Importación de bienes y servicios

10

IPC

-30 Enero 2004

Exportación de bienes y servicios

15

-10


0 2002

2003

2004

2005

2006 2007 Años

2008

2009

2010

2011

Fuente: World Economic Outlook Database, 2012. Fondo Monetario Internacional.

el endeudamiento, tanto de corto plazo como de largo plazo, liderado principalmente por el sector privado, cuya deuda externa aumentó en US$10.879 millones, mientras el sector público lo hizo en US$3.558 millones (Banco Central de Chile, 2011).


3 Contexto General 3.1

Marco Institucional

El sector eléctrico chileno se encuentra estrechamente relacionado con diferentes instituciones del sector público y privado. Estas instituciones y los agentes del mercado se relacionan entre sí en interacciones de diversa naturaleza: dependencia directa, relaciones contractuales, propiedad, efecto vinculante, etc. La Figura 3.1 esquematiza las relaciones entre los agentes del mercado eléctrico y las principales instituciones del sector.

Figura 3.1

Sector eléctrico y principales instituciones relacionadas.

Superintendencia de Electricidad y Combustibles

Ministerio de Energía

La entrada en vigencia de la Ley N°20.402, publicada en el Diario Oficial el 3 de diciembre de 2009, creó el Ministerio de Energía, estableciendo modificaciones al DL N°2.224, de 1978, y a otros cuerpos legales. El Ministerio de Energía es el órgano superior de colaboración del Presidente de la República en las funciones de gobierno y administración del sector energía. Su principal objetivo es elaborar y coordinar los planes, políticas y normas para el buen funcionamiento y desarrollo del sector, velar por su cumplimiento y asesorar al Gobierno en todas aquellas materias relacionadas con la energía. Asimismo, reordena el sector público en relación al ámbito energético y agrupa las funciones propias de cada área, traspasando funciones desde los Ministerios de Minería y Economía, y modificando, además, la dependencia de la Comisión Nacional de Energía (CNE), la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), la Comisión Chilena de Energía Nuclear (CChEN), las cuales a partir de la creación del ministerio se relacionan con la Presidencia de la República. La conducción del Ministerio corresponderá al ministro de Energía, labor actualmente ejercida por Jorge Bunster Betteley, en conformidad con las políticas e instrucciones que imparta el Presidente de la República. La administración interna del Ministerio corresponderá al subsecretario de Energía, quien será el Jefe Superior del Servicio y coordinará la acción de los servicios públicos del sector. Este cargo es ocupado actualmente por Sergio del Campo Fayet. La organización interna del Ministerio, las denominaciones y funciones que correspondan a cada una de las unidades que sean establecidas, serán determinadas por resolución del ministro. Para los efectos de establecer la referida estructura interna, se considerarán como áreas funcionales, entre otras: mercado energético, energías renovables, eficiencia energética, medio ambiente y desarrollo sustentable, energización rural y social, estudios y desarrollo energético.

3.1.2 Comisión Nacional de Energía (CNE) La CNE es un organismo público y descentralizado, con patrimonio propio y plena capacidad para adquirir y ejercer derechos y obligaciones, que se relaciona con el Presidente de la República por medio del Ministerio de Energía. Su Ley Orgánica Constitucional corresponde al DL N° 2.224, de 1978, modificado por la Ley N° 20.402, que crea el Ministerio de Energía.

Panel de Expertos de la Ley General de Servicios Eléctricos SECTOR ELÉCTRICO EN CHILE Generación

A continuación se describe cada una de las instituciones y organismos relacionados directamente con el sector eléctrico, lo que permite distinguir las principales dinámicas que caracterizan al sector.

3.1.1

1

Comisión Nacional de Energía

Transmisión

Distribución

Clientes Regulados

Clientes Libres Centros de Despacho Económico de Carga

Ministerio de Medio Ambiente


Fuente: Grupo Editorial Editec.

De acuerdo con la Ley, la CNE fue creada como un organismo técnico encargado de analizar precios, tarifas y normas técnicas a las que deben ceñirse las empresas de producción, generación, transporte y distribución de energía, con el objeto de disponer de un servicio suficiente, seguro y de calidad, compatible con la operación más económica. Sus funciones son analizar técnicamente la estructura y nivel de los precios y tarifas de bienes y servicios energéticos, fijar las normas técnicas y de calidad indispensables para el funcionamiento actual y esperado del sector, monitorear y proyectar el funcionamiento actual y esperado del sector, y asesorar al Gobierno en todas aquellas materias vinculadas al sector energético para su mejor desarrollo. La administración de la Comisión corresponde al secretario ejecutivo, quien es el jefe superior del servicio y tiene su representación legal, judicial y extrajudicial. A partir de abril de 2010, el cargo es asumido por Juan Manuel Contreras Sepúlveda.

3.1.3 Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) La SEC nace el 14 de diciembre de 1904 bajo el mandato del Presidente Germán Riesco, con el nombre de Inspección Técnica de Empresas y Servicios Eléctricos. Desde aquel entonces, la SEC ha ido evolucionando en sus funciones hasta convertirse en la principal agencia pública responsable de supervigilar el mercado de la energía. Tras 81 años de funcionamiento, el 22 de mayo de 1985, es publicada en el Diario Oficial la Ley N°18.410 que crea la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, institución que se relaciona con el Gobierno por intermedio del Ministerio de Energía. Su misión es vigilar la adecuada operación de los servicios de electricidad, gas y combustibles, en términos de su seguridad, calidad y precio. Consecuentemente con su misión, y en torno a la última modificación realizada a la Ley N°18.410 en mayo de 2005, el objeto de la SEC será fiscalizar y supervigilar el cumplimiento de las disposiciones legales y reglamentarias, y normas técnicas sobre generación, producción, almacenamiento, transporte


21


y distribución de combustibles líquidos, gas y electricidad, para verificar que la calidad de los servicios que se presten a los usuarios sea la señalada en dichas disposiciones y normas técnicas, y que las operaciones y el uso de los recursos energéticos no constituyan peligro para las personas o cosas. Dentro de las funciones y competencias en relación al sector eléctrico que le confiere la Ley, destacan: • Otorgar las concesiones provisionales de centrales productoras de energía eléctrica, de subestaciones eléctricas, de líneas de transporte y de líneas de distribución eléctrica. • Resolver fundadamente los conflictos derivados de la obligación de los propietarios de líneas eléctricas que hagan uso de servidumbre, en orden a permitir el uso de sus postes, torres y demás instalaciones para el establecimiento de otras líneas eléctricas o para el paso de energía. • Comprobar los casos en que la falta de calidad o de continuidad del servicio se deban a casos fortuitos o de fuerza mayor. • Amonestar, multar e incluso administrar provisionalmente el servicio a expensas del concesionario, si la calidad de un servicio público de distribución de recursos energéticos es reiteradamente deficiente. El cargo de superintendente de Electricidad y Combustibles es ejercido actualmente por Luis Ávila Bravo.

3.1.4 Panel de Expertos El Panel de Expertos de la Ley General de Servicios Eléctricos es un órgano colegiado autónomo creado en 2004 por la Ley N°19.940, de competencia estricta y reglada. Su función es pronunciarse, mediante dictámenes de efecto vinculante, sobre aquellas discrepancias y conflictos que, conforme a la ley, se susciten con motivo de la aplicación de la legislación eléctrica y que las empresas eléctricas y otras entidades habilitadas sometan a su conocimiento. El Panel de Expertos está integrado por siete profesionales de amplia trayectoria profesional o académica y que han acreditado, en materias técnicas, económicas o jurídicas del sector eléctrico, dominio y experiencia laboral mínima de tres años. Cinco de ellos deben ser ingenieros o licenciados en ciencias económicas, nacionales o extranjeros; y dos deben ser abogados. Los integrantes son designados por el Tribunal de la Libre Competencia (TLDC), mediante un concurso público, por períodos de seis años. El Panel de Expertos se renueva en forma parcial cada tres años. Los actuales miembros del Panel son Guillermo Espinoza I. (presidente), Rodrigo Iglesias A., Germán Henríquez V., Blanca Palumbo O., Enrique Sepúlveda R., Pablo Serra B. y Luis Vargas D.

3.1.5 Ministerio de Medio Ambiente Creado a través de la promulgación de la Ley N°20.417, que reformó la Ley N°19.300 de Bases Generales del Medio Ambiente, el Ministerio tiene a su cargo el desarrollo y aplicación de variados instrumentos de gestión ambiental en materia normativa, protección de los recursos naturales, educación ambiental y control de la contaminación, entre otras materias. El Ministerio de Medio Ambiente es el organismo público responsable de diseñar políticas, planes y programas medioambientales, cuyos objetivos son: conservar el desarrollo sustentable, proteger y conservar la biodiversi-

22


dad. Sus áreas de trabajo son las siguientes: • Política, regulación y gestión ambiental. • Información y economía ambiental. • Educación, participación y gestión local. • Recursos naturales y biodiversidad. • Cambio climático y cumplimiento de convenios internacionales. La puesta en marcha de la nueva institucionalidad ambiental, por medio de la Ley N°20.417, reemplaza la Comisión Nacional del Medio Ambiente (CONAMA) y crea, junto con el Ministerio, dos nuevas instituciones, cada una con atribuciones y funciones independientes. Estas instituciones son el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) y la Superintendencia del Medio Ambiente. Servicio de Evaluación Ambiental (SEA): Su función principal es administrar el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), instrumento que evalúa ambientalmente los proyectos de inversión o actividades que se quieren desarrollar en el país, según lo establecido en la normativa ambiental vigente. Sus objetivos específicos son: • Tecnificar la evaluación ambiental de proyectos y actividades, con el objeto que ellas sean llevadas a cabo velando por el desarrollo sustentable del país. • Fomentar y facilitar la participación ciudadana en la evaluación de proyectos y actividades presentadas al SEIA. • Uniformar criterios de carácter ambiental que establezcan los Ministerios y demás organismos del Estado competentes, mediante el establecimiento de guías trámite. • Proponer la simplificación de trámites para los procesos de evaluación o autorizaciones ambientales. Superintendencia del Medio Ambiente: Tiene la misión de fiscalizar el cumplimiento de la normativa ambiental vigente y de las condiciones a base de las cuales se aprueba el desarrollo de proyectos o actividades. Es el ente encargado de aplicar sanciones en caso de detectar incumplimientos. Además, se creó el Consejo de Ministros para la Sustentabilidad, presidido por la Ministra de Medio Ambiente e integrado por 11 ministros de Estado, quienes deberán velar porque la perspectiva medioambiental esté incorporada en las distintas políticas y planes de las distintas carteras de Gobierno. Actualmente, se encuentra en tramitación la creación de los Tribunales Ambientales y el Servicio de Biodiversidad y Áreas Protegidas. El Ministerio está descentralizado a través de las Secretarías Regionales Ministeriales (SEREMIs) del Medio Ambiente. Asimismo, cuenta con un Consejo Consultivo Nacional y Consejos Consultivos Regionales, los que están integrados por científicos, organizaciones no gubernamentales, representantes del sector privado y de los trabajadores. El cargo de Ministra del Medio Ambiente fue asumido en marzo de 2010 por María Ignacia Benítez.

3.1.6 Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) El TDLC es un tribunal especial e independiente, de carácter colegiado, que se dedica exclusivamente al conocimiento de aquellas materias vinculadas


a la libre competencia. La función de este tribunal es prevenir, corregir y sancionar los atentados a la libre competencia, quedando siempre sujetos a la superintendencia directiva, correccional y económica de la Corte Suprema. El tribunal fue creado por la Ley N°19.911, publicada en el Diario Oficial de noviembre de 2003, la instalación del TDLC se concretó el 13 de mayo de 2004. Su misión es promover y resguardar la libre competencia en los mercados, previniendo, corrigiendo o prohibiendo cualquier acto o convención que la impida, restrinja o entorpezca, o que tienda a producir esos efectos y sancionando a quienes, individual o colectivamente, atenten contra ella. Todo lo anterior en la esfera de las atribuciones que posee de acuerdo a la ley. El TDLC está integrado por cinco miembros. Está presidido por un abogado, designado por el Presidente de la República, y cuenta con otros cuatro miembros, seleccionados por el Consejo del Banco Central a través de concurso público de antecedentes.

3.1.7 Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC)

Figura 3.2

Organigrama de la nueva institucionalidad ambiental.

CONSEJO DE MINISTROS PARA LA SUSTENTABILIDAD

MINISTERIO DEL MEDIO AMBIENTE

SEREMIS Secretaría Regional Ministerial

SUPERINTENDENCIA

SUBSECRETARIO

SEA Servicio de Evaluación Ambiental

1 CONSEJO CONSULTIVO

TRIBUNALES AMBIENTALES (en tramitación)

SERVICIO DE BIODIVERSIDAD Y ÁREAS PROTEGIDAS

(en tramitación)

Fuente: Sitio web del Ministerio de Medio Ambiente.

Son organismos encargados de coordinar la operación de las instalaciones eléctricas que funcionan interconectadas entre sí en los sistemas, cumpliendo el rol de preservar la seguridad de los tres segmentos que lo conforman: generación, transmisión y distribución. Fueron definidos en la Ley General de Servicios Eléctricos, DFL N°1 de 1982, y reglamentados por el Decreto Supremo N°291, de 2007, ambos del Ministerio de Minería.

potencial de este tipo de recursos existentes en Chile. Su misión es asegurar la participación óptima de las ERNC en la matriz energética de Chile para contribuir al desarrollo sustentable del país.

Dichos cuerpos legales establecen la obligación de la creación de estos organismos para la coordinación de la operación de las instalaciones eléctricas de los concesionarios que operen interconectados entre sí, con el fin de:

A través del contacto directo que logra el CER con todos los integrantes de la industria de las ERNC, es además un proveedor de insumos para el Ministerio de Energía, organismo que diseña las nuevas políticas en esta materia.

• Preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico.

Su visión es ser un referente nacional en ERNC y un actor relevante en el mercado energético de Chile.

• Garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones del sistema eléctrico. • Garantizar el derecho de servidumbre sobre los sistemas de transmisión establecidos mediante concesión. • Determinar las transferencias económicas entre los integrantes del CDEC. • Elaborar los estudios e informes requeridos por la Comisión Nacional de Energía (CNE), la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) o el Ministerio de Energía. El CDEC-SIC y CDEC-SING están encargados de la coordinación de las instalaciones ubicadas en el Sistema Interconectado Central y del Norte Grande, respectivamente. Cada CDEC cuenta con un directorio compuesto por las empresas generadoras y transmisoras troncales y de subtransmisión, y por un representante de los clientes libres del respectivo sistema, conforme se determine en el reglamento. Contará también con los organismos técnicos necesarios para el cumplimiento de su función. Se conforma por tres direcciones: Dirección de Operación, Dirección de Peaje y Dirección de Administración y Presupuesto.

3.1.8 Centro de Energías Renovables (CER) El CER es una institución creada en 2009, que consolida los esfuerzos del Estado para incentivar las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), articulando esfuerzos públicos y privados que desarrollen el uso del gran

El CER realiza principalmente tres líneas de acción: • Centro de información: Servicio de atención al cliente donde se recibe a todos los actores involucrados a esta industria para responder de forma rápida y efectiva a sus inquietudes. En este sentido, el CER se encuentra en continuo contacto con las diferentes instituciones nacionales y extranjeras de la industria para mantenerse a la vanguardia en materia legislativa, técnica, de mercado, entre otras, relacionadas con las ERNC. • Acompañamiento de proyectos de inversión y de pilotos de ERNC: El CER acompaña los proyectos de inversión y pilotos de ERNC durante su desarrollo, facilitando las gestiones institucionales para lograr su materialización efectiva. Dentro de esta línea de acción, el CER apoya en la tramitación, articula “match making” para financiamiento, orienta el uso de los instrumentos de fomentos, establece redes de capital humano y entrega orientación técnica en general. • Promoción y difusión de ERNC: El CER genera instancias de difusión de ERNC a nivel nacional, a través de cursos, talleres, seminarios, capacitaciones, encuentros, actividades y mesas de trabajo. Con estas líneas de acción, el CER responde a los tres pilares de la política energética en Chile, que busca obtener energía a precios más competitivos, aumentar la seguridad de suministro y respetar el medio ambiente. Actualmente, la directora del CER es María Paz de la Cruz.


23


3.1.9 Comisión Chilena de Energía Nuclear (CChEN) La CChEN es una persona jurídica de derecho público y es un organismo de administración autónoma del Estado con patrimonio propio. Se relaciona con el Gobierno a través del Ministerio de Energía y es responsable del desarrollo de la ciencia y tecnología nuclear del país. La CChEN, dirigida actualmente por Jaime Salas Kurthe, tiene como misión institucional realizar investigación, desarrollo y aplicaciones de la energía nuclear, así como su regulación, control y fiscalización, proporcionando servicios tecnológicos y de investigación y desarrollo a sectores externos, tales como Ministerios, Institutos del Estado, Empresas Públicas y Privadas, Universidades y Establecimientos Educacionales, tal que impliquen una contribución efectiva al conocimiento en ciencia y tecnología, al bienestar y seguridad de las personas y protección del medio ambiente. Los objetivos estratégicos de la CChEN son: • Crear e implementar la cultura nacional de seguridad nuclear, radiológica y convencional. • Responder adecuadamente a los requerimientos del país en ciencia y tecnología nucleares y soportantes, mediante la investigación, desarrollo y transferencia de resultados. Estos objetivos estratégicos son plasmados a través de productos y servicios estratégicos que la CChEN entrega a los distintos sectores: • Autorizaciones de operación de instalaciones radiactivas. • Servicios de protección radiológica. • Cursos de capacitación en protección radiológica. • Generación de radioisótopos y radiofármacos. • Servicios de irradiación gamma. • Servicios analíticos y de caracterización. • Investigación y desarrollo.

3.1.10 Agencia Chilena de Eficiencia Energética (AChEE) En 2005, la CNE, dependiente en ese entonces del Ministerio de Economía, crea el Programa País Eficiencia Energética (PPEE), con el objetivo de consolidar el uso eficiente como una fuente de energía, contribuyendo al desarrollo energético sustentable de Chile. Su creación se basa en una evaluación de desempeño ambiental realizada al país en 2005 por la OCDE, cuyas recomendaciones incluyeron la importancia de incorporar la eficiencia energética en el desarrollo de la nación. Junto con lo anterior, el Gobierno publicó el 16 de febrero de 2005 la firma del Protocolo de Kyoto de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, en el que se estableció la necesidad de los países firmantes de asegurar “el fomento de la eficiencia energética en los sectores pertinentes de la economía”. En febrero de 2010, con la creación del Ministerio de Energía, la autoridad política decide separar las funciones de regulación y ejecución de las actividades en eficiencia energética, a través de la creación de la División de Eficiencia Energética y la Agencia Chilena de Eficiencia Energética (AChEE). La AChEE se constituyó como una fundación de derecho privado, sin fines de lucro, cuya misión es promover, fortalecer y consolidar el uso eficiente de la energía articulando a los actores relevantes, a nivel nacional e internacional, e implementando iniciativas público-privadas en los distintos sectores de consumo energético, contribuyendo al desarrollo competitivo y sustentable del país. Cuenta con un directorio conformado por representantes del Ministerio de Energía, Ministerio de Hacienda y de la Confederación de la Producción y el Comercio (CPC). Sus objetivos son los siguientes:

• Difusión. La Ley asignó a la CChEN la misión de atender los problemas relacionados con la producción, adquisición, transferencia, transporte y uso pacífico de la energía nuclear, así como de los materiales fértiles fisionables y radioactivos. La estructura orgánica de la CChEN está compuesta principalmente por el consejo directivo, la presidencia y la dirección ejecutiva, las cuales son apoyadas por seis oficinas asesoras (Jurídica, Planificación y Control de Gestión, Difusión y Extensión, Cooperación Técnica y Relaciones Internacionales, Auditoría y Gestión de Calidad). La base de la estructura se compone de siete departamentos operativos: Aplicaciones Nucleares, Seguridad Nuclear y Radiológica, Producción y Servicios, Protección Radiológica y Ambiental, Plasmas Termonucleares, Sistemas y Administración, y Materiales Nucleares. La CChEN tiene a su cargo una Sede Central y los Centros de Estudios Nucleares La Reina y Lo Aguirre. La sede central alberga la Presidencia, la Dirección Ejecutiva y las unidades administrativas. En el Centro de Estudios

24

Nucleares La Reina opera el reactor nuclear de investigación RECH-1 y seis de los siete Departamentos, con la única excepción de Materiales Nucleares. En el Centro de Estudios Nucleares Lo Aguirre se ubica el reactor nuclear de investigación RECH-2, el departamento de materiales nucleares, las plantas de elementos combustibles e irradiación multipropósito y el departamento de gestión de desechos radiactivos.


• Reducir la intensidad en el consumo energético en los sectores de consumo intervenidos. • Hacer de la eficiencia energética (EE) un valor cultural a nivel ciudadano. • Mejorar el capital humano y capacidades del sector productivo en EE. • Ser referencia nacional e internacional en materia de EE. • C onsolidar el uso eficiente de la energía como una oportunidad de desarrollo sustentable para el país. La AChEE seguirá siendo el brazo ejecutor de las políticas del Ministerio de Energía, el que considera a la eficiencia energética como un tema transversal dentro de sus ejes de acción, ya que permite contribuir al desacople entre el crecimiento del PIB y la demanda de energía, a la disminución de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero, a la competitividad de la economía y al desarrollo sustentable del país.


3.1.11 Agentes del Mercado En el contexto de un mercado eléctrico, se definen los agentes o actores como aquellos participantes que poseen una intervención potencial en cada uno de los sectores que conforman dicho mercado. En particular, dentro de cada grupo del sector eléctrico chileno se observan los siguientes agentes (Brokering n.d.): Generación: Generadores o productores convencionales

A nivel internacional, se argumenta que el modelo ha apoyado el crecimiento económico del país de los últimos 20 años, con una expansión continua del sector generación, así como las redes de transmisión y distribución, incrementando significativamente el acceso de la población al uso de la electricidad. Según datos de la CNE, en 2009 la cobertura de electrificación rural en Chile alcanzó un 95,4%, totalizando 26.049 viviendas que aún no cuentan con suministro.

Son las empresas propietarias de las centrales consideradas convencionales. En términos generales, una central convencional se refiere a tecnologías maduras en términos técnicos y comerciales. Actualmente éstas son las centrales térmicas a carbón, gas y petróleo diésel, nucleares e hidroeléctricas de gran tamaño. La función de este actor es operar y mantener las plantas generadoras.

La Figura 3.3 resume la cronología de los hitos relacionados con la regulación del sector eléctrico, desde la promulgación del DFL N°1 en 1982 hasta la promulgación de la Ley N° 20.571 (Pago de Generadoras Residenciales). La línea de tiempo se divide en cuatro períodos que describen la situación general del sector, la entrada de nuevos agentes, instituciones y/o elementos constitutivos del sistema eléctrico.

Transmisión: Transportistas o transmisores

Período 1981-1989 Durante este período se crea el marco legal que reestructura el sector eléctrico. Se promueve la inversión privada, separando el sector generación en distintas empresas de generación y distribución. Lo anterior se materializa mediante la división de la empresa dominante en filiales en cada segmento, que posteriormente fueron privatizadas.

Comprende las empresas encargadas de transportar energía eléctrica desde los centros excedentarios en generación hacia aquellos deficitarios, operando en niveles de tensión relativamente altos, específicos de los sistemas de transmisión. Distribución o distribuidoras Comprende empresas con concesión de servicio en una zona geográfica determinada. Operan y mantienen las instalaciones de distribución fundamentalmente, y distribuyen energía eléctrica a los clientes. Cabe destacar el énfasis técnico que esta definición otorga a este agente, el cual contrasta con la realidad observada en las empresas de distribución, donde esta actividad es ejercida paralelamente junto a la comercialización, consistente en la compra y venta de energía y que, adicionalmente, adquiere compromisos de abastecimiento. Cliente regulado Es el consumidor final que paga una tarifa definida por la autoridad. Cliente libre Es el cliente cuyo consumo supera un nivel mínimo determinado, y que tiene la opción de pactar precios libremente con sus suministradores.

3.2 Legislación Vigente 3.2.1 Reseña Histórica Desde fines de la década de los años 1970, la política energética del país ha sido estructurada en torno a dos conceptos estructurales: eficiencia económica y el rol subsidiario del Estado. Esta política considera que la forma óptima de abastecer la demanda a precios razonables para los consumidores se basa en la competencia entre entidades privadas siempre que ello sea posible, regulando el Estado aquellas actividades que presenten fallas de mercado, por ejemplo monopolios naturales. El rol subsidiario del Estado está contemplado en la Constitución de 1980, requiriendo proyectos de ley para crear nuevas instituciones públicas, limitando su ingreso al mercado y su participación en actividades empresariales. Estos conceptos fueron incorporados en la Ley General de Servicios Eléctricos (DFL N°1) de 1982, la que desintegró vertical y horizontalmente las actividades del sector, entregando su propiedad al sector privado. Las reformas introducidas al sector han sido reconocidas como un ejemplo exitoso dentro de la liberalización de los mercados eléctricos en el mundo (A. I. Energía n.d.).

1

Se define un mercado de generación mayorista de carácter competitivo, en términos de nuevas inversiones y contratación de clientes a través de contratos bilaterales de tipo financiero. A través de la creación de un sistema de tipo pool obligatorio, se formula una operación a mínimo costo coordinada a través de la figura de los CDEC, los que operaban con ingenieros integrantes de cada una de las empresas de generación. El mercado mayorista sólo permite la participación de empresas de generación en las transferencias de energía y potencia, lo que supone que las demandas del sistema se encuentran permanentemente 100% contratadas. Los segmentos de transmisión y distribución se definen como monopolios naturales, por lo que se establecen regulaciones de precios. Para los clientes regulados, aquellos con potencias contratadas menores a 2 MW, se establecen precios regulados, denominados “precios de nudo”, los que corresponden a una estimación de los costos marginales de largo plazo a través de los cálculos resultantes de proyectar los costos marginales para los próximos 48 meses (cálculo realizado por la CNE cada seis meses) y la información de los precios de contratos con clientes libres. Para el segmento de distribución se define el concepto de empresa modelo, por el cual se calcula cada cuatro años la tarifa de distribución denominada Valor Agregado de Distribución (VAD). Para el segmento de transmisión se reconocen Valores Nuevos de Reemplazo (VNR) del conjunto de instalaciones y se establece un esquema de peajes por tramo basado en el concepto de área de influencia, peaje básico y peaje adicional. Los conflictos entre agentes al interior de un CDEC son resueltos por el Ministro de Economía. Durante este período, la seguridad de abastecimiento del sistema eléctrico estuvo condicionada en forma importante por atentados a torres de Alta Tensión. Asimismo, se reconoce en la falta de independencia de los CDEC una dificultad en el desarrollo de procedimientos y normas tendientes a fomentar la competencia en el sector, lo que se manifestó en múltiples discrepancias entre las compañías. Por último, el esquema de tarificación de los sistemas de transmisión mostró dificultades importantes en su aplicación, las que fueron normalmente tratadas en forma bilateral entre las empresas involucradas (Vargas n.d.).


25


Cronología de la regulación del sector eléctrico.

Figura 3.3

Ley 20.018 Law 20.018 2005

Ley 19.674 Law 19.674 2000 Ley General de Servicios Eléctricos General Law of Electric Services 1981

Norma técnica de seguridad y calidad de suministro Grid code 2006 Ley 20.220 Law 20.220 2007

Ley 19.940 Law 19.940 2004

Reglamento eléctrico Electric rules 1997

Ley 20.257 Law 20.257 2008 Ley 20.571 Gen. distribuida baja tensión 2012

1981

1997

1985

1990

1995

1999

2000

2008

2005

2010

Fuente: Guillermo Jiménez, “La Conexión de las ERNC a los Sistemas Interconectados Nacionales”. Presentación ElecGas 2012.

Período 1990-1997 La década de los años 1990 comienza con un proceso de privatización consolidado. En este escenario el Estado cumple esencialmente con un rol regulatorio en el sector eléctrico, con el sector privado tomando las decisiones en expansión e inversión, en lo que se denomina el “rol subsidiario” del Estado. En contraste, los CDEC enfrentan crecientes problemas en la definición de distintos procedimientos: pagos de peajes, potencia firme y criterios de seguridad. Las inversiones en el sistema de transmisión muestran un freno y se experimentan apagones totales del sistema producto de una disminución en los niveles de seguridad. Durante este período se observa un cambio tecnológico como consecuencia de la entrada del gas natural desde Argentina. Las centrales de ciclo combinado se integran a la matriz de generación del sistema, teniendo un impacto que se reflejó en la disminución de los costos marginales y precios de nudo de los sistemas eléctricos SIC y SING. Este período culmina con la promulgación del DS-327, que constituye el nuevo Reglamento del Sector Eléctrico. Período 1998-2003 En este período se observan mejoras en el marco reglamentario del sector. Se instaura un nuevo esquema de pago de peajes de los sistemas de transmisión. Asimismo, se introducen modificaciones tendientes a mejorar el mecanismo de asignación de pagos por potencia firme. En 1998 ocurren nuevos cambios en la estructura y organización de los CDEC, alcanzando mayores niveles de independencia.

26


En este período se experimentan condiciones de sequía de gran magnitud, lo que obligó al racionamiento de los consumos. Este hecho tuvo un impacto negativo en la opinión pública, lo que motivó la modificación del artículo 99 bis (8 de junio de 1999), la que incorpora compensación a todo evento cualquiera sea la sequía y una distribución de los costos del déficit entre todos los agentes, sean deficitarios o no. Como consecuencia de lo anterior se aplican las primeras multas en el sector. De acuerdo a las empresas de generación, ambos elementos han afectado negativamente hasta hoy los incentivos a invertir en mayor capacidad instalada de generación. El éxito de las reformas efectuadas fue limitado, dando paso a un retraso en las inversiones en el sector de transmisión y generación. Paralelamente, las empresas de distribución comienzan a experimentar dificultades en los procesos de licitación para contratos a clientes regulados. Las empresas generadoras justifican la situación, ya que no estarían en condiciones de asumir el riesgo producto de un abastecimiento a todo evento. Se experimentan asimismo las primeras situaciones de recorte de suministro de gas desde Argentina. Período 2004 al presente Las experiencias del período anterior se traducen en un debate en el sector tendiente a materializar cambios legales. En 2004 y 2005 estas iniciativas culminan en la aprobación de cambios legales y reglamentarios en los siguientes ámbitos: • Se define un esquema centralizado de expansión de los sistemas de transmisión.


• Se cambia el esquema de pago de los sistemas de transmisión a uno que identifica en forma separada los aportes de generadores y consumidores. • Se crea un nuevo mecanismo de resolución de discrepancias a través de un Panel de Expertos. • Se crea una norma de calidad y seguridad de suministro. • Se reformula el esquema de pagos por capacidad, migrando desde un criterio que combina suficiencia y seguridad hacia un concepto puramente de suficiencia. Consistentemente, en el ámbito de la seguridad se reconocen los servicios complementarios y la necesidad de articular un esquema de remuneración. En este marco, se ha reformulado recientemente la regulación con miras a promover inversiones eléctricas, tanto en fuentes tradicionales como no convencionales. Así, mediante las reformas legales introducidas en 2004 y 2005, se generaron los incentivos necesarios para que el sector privado invierta en proyectos de generación y transmisión. Lo que el país busca es desarrollar una matriz energética diversificada, que combine fuentes propias, incluyendo las fuentes hidráulicas, eólicas y geotérmicas, con las fuentes a base de combustibles importados, en particular carbón y gas natural licuado, y que considere también otras fuentes de energía, como la biomasa, cuando ellas sean comercialmente competitivas (Conicyt, junio 2007). Esta política concibe a la iniciativa privada como un eje central del sistema, se promueve la libre competencia donde ello es posible y se establecen regulaciones en los segmentos donde existen fallas de mercado, considerando esencial el rol del Estado tanto en la regulación como en la producción, cuando sea necesario. En la medida en que se considera que la diversificación de la matriz energética es resultado de decisiones privadas, la política busca centrarse en entregar señales adecuadas a los inversionistas (Conicyt, junio 2007). Con el fin de incentivar el uso de energías alternativas e incorporar aspectos de sustentabilidad en la definición de la matriz, en los años siguientes se incluyó en la legislación la obligatoriedad para las empresas de generación de acreditar un mínimo de inyecciones de energía con fuentes de energías renovables no convencionales (ERNC), en forma directa o indirecta. Junto a ello, fue incorporada en la legislación la reforma que regula el pago de tarifas eléctricas en generadores residenciales, requiriendo la publicación del reglamento asociado para su entrada en vigencia.

3.2.2 Leyes 3.2.2.1 Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE) El cuerpo legal que regula la actividad del sector eléctrico es actualmente el Decreto con Fuerza de Ley N°4 promulgado el 12 de mayo de 2006 por el Ministerio de Economía, Fomento y Turismo, el que fija texto refundido, coordinado y sistematizado del DFL N°1 de 1982, Ley General de Servicios Eléctricos, en materia de energía eléctrica. El DFL N°1 fue modificado el año 2004 y posteriormente el año 2005 con la promulgación de las Leyes N°19.940 y 20.018 denominadas Ley Corta I y Ley Corta II, respectivamente. EL DFL N°4 regula la producción, transporte, distribución, concesiones y tarifas de energía eléctrica. Este cuerpo legal incluye el régimen de concesiones, servidumbres, precios, condiciones de calidad y seguridad de instalaciones, maquinarias e instrumentos y las relaciones de las empresas con el Estado y los particulares.

La Ley General de Servicios Eléctricos y su reglamentación complementaria determinan las normas técnicas y de seguridad por las cuales debe regirse cualquier instalación eléctrica presente en el país.

3.2.2.2 Ley Corta I (Ley N° 19.940) La Ley Corta I fue promulgada por el Ministerio de Economía, Fomento y Turismo y fue publicada en el Diario Oficial del 13 de marzo de 2004. Los objetivos centrales de la iniciativa estuvieron orientados a brindar a los consumidores mayores niveles de seguridad y calidad de suministro a precios razonables y dotar al sector eléctrico de un marco reglamentario moderno y eficiente que otorgue la certidumbre y estabilidad necesarias en las reglas del juego a un sector estratégico para el desarrollo del país. Los aspectos centrales de la Ley N° 19.940 son los siguientes:

1

• Se establecen reformas relevantes a la regulación que condiciona la operación y desarrollo de los sistemas de transmisión, permitiendo mejorar los criterios de asignación de recursos por uso del sistema por parte de los diferentes agentes, y se precisa el procedimiento de determinación de peajes de transmisión, lo que debiera permitir el desarrollo y remuneración del 100% del sistema de transmisión en la medida que éste sea eficiente. • El cálculo de los precios de nudo (PN) tiende a entregar valores estabilizados por la vía de disminuir la banda de variación del PN respecto a lo observado en el segmento de los contratos con clientes libres. Anteriormente se admitía que el PN se ubicara en torno al 10% del precio libre, quedando la banda modificada por la nueva Ley en torno al 5%. • Se amplía el mercado no regulado rebajando el límite de caracterización de clientes libres desde 2 MW a 500 kW. • Se precisan las normas de peajes que permiten a otros oferentes, distintos de las distribuidoras, el acceso a clientes libres ubicados en las zonas de concesión de estas últimas. • Se introduce el mercado de servicios complementarios, estableciendo la transacción y valoración de recursos técnicos que permiten mejorar la calidad y seguridad de servicios. • Se reformó el mecanismo de cálculo de tarifas en sistemas de tamaño mediano (entre 1,5 MW y 200 MW de capacidad instalada). Específicamente, esto atañe a los sistemas ubicados en el sur del país, Aysén y Magallanes. • Se mejoran considerablemente las condiciones para el desarrollo de proyectos de pequeñas centrales de energía no convencional, principalmente energías renovables, por medio de la apertura de los mercados eléctricos a este tipo de centrales, el establecimiento del derecho a evacuar su energía a través de los sistemas de distribución y la posible exención del pago de peajes por el uso del sistema de transmisión troncal. •Se establece un mecanismo de solución de controversias en el sector eléctrico, tanto entre las empresas y la autoridad, como entre empresas, a través de la creación del Panel de Expertos. • Se introduce la posibilidad de reconocer, tanto en el sistema de precios como en las transacciones, la existencia de subsistemas dentro de un sistema eléctrico para efecto de establecer los requerimientos de nueva capacidad de generación en forma separada.


27


3.2.2.3 Ley Corta II (Ley N° 20.018) Promulgada el 19 de mayo de 2005 por el Ministerio de Economía, Fomento y Turismo, surge debido a la incertidumbre respecto de la disponibilidad del gas natural argentino, lo que dificultaría estimar niveles de precios futuros y niveles de ingresos por ventas de energía. A continuación, se mencionan los aspectos centrales de la Ley N° 20.018: • Permite la licitación de contratos a largo plazo por parte de las empresas distribuidoras, y precios superiores al precio de nudo y no sujetos a la variación de éste. • Amplía la banda de ajuste de precios regulados con respecto a precios libres.

3.2.2.5 Concesiones de Energía Geotérmica (Ley N° 19.657) Esta Ley fue promulgada en diciembre de 1999, con el objeto de normar los siguientes aspectos: • La definición de energía geotérmica como bien del Estado; • Las concesiones y licitaciones para la exploración o la explotación de energía geotérmica;

• Se crea un mercado que permite a las generadoras entregar incentivos a sus clientes regulados, con potencia menor a 2 MW, con el fin de que regulen su consumo.

• Las servidumbres que sea necesario constituir para la exploración o la explotación de la energía geotérmica;

• La falta de suministro de gas argentino no constituye una causa de fuerza mayor en la disponibilidad de energía eléctrica.

• Las condiciones de seguridad que deban adoptarse para el desarrollo de las actividades geotérmicas;

3.2.2.4 Generación con fuentes de Energías Renovables No Convencionales (Ley N° 20.257)

• Las relaciones entre los concesionarios, el Estado, los dueños del terreno superficial, los titulares de pertenencias mineras y las partes de los contratos de operación petrolera o empresas autorizadas por ley para la exploración o explotación de hidrocarburos, y los titulares de derechos de aguas, en todo lo relacionado con la exploración o explotación de energía geotérmica.

La Ley N° 20.257 fue promulgada el 1 de abril de 2008, modificando la LGSE en relación a la generación de energía eléctrica con fuentes de energías renovables no convencionales. Su objetivo es fomentar la participación de este tipo de generación, destacando los siguientes temas: • Modifica y detalla la definición de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC). • Establece que aquellas empresas eléctricas que efectúen retiros de energía desde los sistemas eléctricos con capacidad instalada superior a 200 MW para comercializarla con distribuidoras o con clientes finales, deberán acreditar ante la Dirección de Peajes del CDEC respectivo, que una cantidad de energía equivalente al 10% de sus retiros en cada año calendario haya sido inyectada a cualquiera de dichos sistemas por medios de generación renovables no convencionales, propios o contratados. • La empresa eléctrica que no acredite el cumplimiento de la obligación al 1 de marzo siguiente al año calendario correspondiente deberá pagar un cargo, cuyo monto será de 0,4 UTM por cada MWh de déficit respecto de su obligación. Si dentro de los tres años siguientes incurriese nuevamente en incumplimiento de su obligación, el cargo será de 0,6 UTM por cada MWh de déficit. • Esta obligación rige a contar del 1 de enero de 2010, y se aplica a todos los retiros de energía para comercializarla con distribuidoras o con clientes finales cuyos contratos se suscriban a partir del 31 de agosto de 2007, sean contratos nuevos, renovaciones, extensiones u otras convenciones de similar naturaleza. • El cumplimiento de la obligación deberá efectuarse con medios de generación renovables no convencionales, propios o contratados, que se hayan interconectado a los sistemas eléctricos con posterioridad al 1 de enero de 2007.

28

• Esta obligación primero será de un 5% entre 2010 a 2014, aumentándose en un 0,5% anual a partir de 2015. Este aumento progresivo se aplicará de tal manera que los retiros afectos a la obligación en 2015 deberán cumplir con un 5,5%, los de 2016 con un 6% y así sucesivamente, hasta alcanzar en 2024 el 10% previsto.


• Las funciones del Estado relacionadas con la energía geotérmica. De acuerdo a la Ley, toda persona natural chilena y toda persona jurídica constituida de acuerdo a las leyes chilenas está facultada para solicitar una concesión de energía geotérmica y a participar en una licitación pública para el otorgamiento de tal concesión. Actualmente, la concesión de explotación faculta al interesado para realizar un conjunto de operaciones cuyo objetivo es determinar la potencialidad del recurso geotérmico, mediante la perforación y medición de pozos de gradiente y los pozos exploratorios profundos. En consecuencia, la concesión de exploración confiere el derecho a realizar los estudios, mediciones y demás investigaciones destinadas a determinar la existencia de fuentes de recursos geotérmicos, sus características físicas y químicas, su extensión geográfica y sus aptitudes y condiciones para su posterior aprovechamiento. Por otro lado, la concesión de explotación se define en el conjunto de actividades de perforación, construcción, puesta en marcha y operación de un sistema de extracción, producción y transformación de fluidos geotérmicos en energía térmica o eléctrica. En consecuencia, la concesión de explotación confiere el derecho a utilizar y aprovechar la energía geotérmica que exista dentro de sus límites.

3.2.2.6 Seguridad de Suministro a Clientes Regulados y Suficiencia de los Sistemas (Ley N° 20.220) La Ley N° 20.220 fue promulgada el 13 de septiembre de 2007, perfeccionando el marco legal vigente con el objeto de resguardar la seguridad del suministro a los clientes regulados y la suficiencia de los sistemas eléctricos. Destacan los siguientes aspectos:


• Define las reglas especiales tras la quiebra de una empresa generadora, transmisora o distribuidora de electricidad. • Establece que en el evento que un contrato de suministro entre una generadora y una distribuidora termine por sentencia que cause ejecutoria, la empresa generadora deberá continuar suministrando la energía por 18 meses desde la fecha de la sentencia. Esta obligación podrá cesar anticipadamente si dentro del plazo la distribuidora hubiese iniciado un nuevo contrato. • Si no hubiese un nuevo contrato transcurrido el plazo, el suministro será realizado y facturado a precio de nudo por cada generadora del sistema respectivo, a prorrata de su energía firme, hasta que se inicie la ejecución del nuevo contrato que resulte de la licitación de suministro. • El costo de servir el suministro será financiado por los generadores que retiren energía e incluido como un nuevo costo de los contratos de suministro destinados a satisfacer el consumo del respectivo sistema, sin traspasar este costo a los clientes regulados. De la suma recaudada, la Dirección de Peajes del CDEC respectivo determinará el monto a pagar a cada empresa generadora.

3.2.2.7 Generación Distribuida en Baja Tensión (Ley N° 20.571) Esta Ley fue promulgada en febrero de 2012. Introduce modificaciones a la LGSE con el objetivo de regular el pago de las tarifas eléctricas de las generadoras residenciales. Entre los principales temas que aborda se mencionan los siguientes: • Los usuarios finales sujetos a fijación de precios, que dispongan de equipamiento de generación para su propio consumo por medio de fuentes renovables no convencionales o instalaciones de cogeneración eficiente, tendrán derecho a inyectar la energía a la red de distribución. La capacidad instalada por cliente o usuario final no podrá superar los 100 kW. • La concesionaria de servicio público de distribución deberá velar porque la habilitación de las instalaciones para inyectar los excedentes, así como cualquier modificación relativa a la conexión, cumpla con las exigencias establecidas por el reglamento. • Las inyecciones serán valorizadas al precio que los concesionarios de servicio público de distribución traspasan a sus clientes regulados, incorporando las menores pérdidas. El pago que un usuario final pudiera recibir por sus inyecciones no constituirá renta y sus operaciones no se encontrarán afectas al IVA.

3.2.3 Reglamentos 3.2.3.1 Reglamento de la LGSE (Decreto Supremo N°327) El Decreto Supremo N°327 con título oficial “Fija Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos” fue promulgado por el Ministerio de Minería en diciembre de 1997. Se trata de una reglamentación orgánica que busca contemplar todos los aspectos normados en la LGSE, derogando disposiciones contenidas en normativas dispersas y parciales. Esta reglamentación comprende los aspectos de concesiones, permisos y servidumbres, relaciones entre propietarios de instalaciones eléctricas, clientes y autoridad, así como interconexión de instalaciones e instalaciones y equipo eléctrico. También incluye aspectos de calidad de servicio, precios,

multas y sanciones.

3.2.3.2 Transferencias de Potencia (Decreto Supremo N°244) El Decreto Supremo N°244 con título oficial “Aprueba Reglamento para Medios de Generación No Convencionales y Pequeños Medios de Generación” fue promulgado por el Ministerio de Economía, Fomento y Turismo en septiembre de 2005. El decreto fija disposiciones a empresas que posean medios de generación cuyos excedentes de potencia sean menores a 9 MW (PMG, PMGD) y/o se basen en una fuente no convencional (MGNC) con excedentes de potencia inferiores a 20 MW.

1

El reglamento comprende los siguientes títulos: Pequeños Medios De Generación Distribuidos (PMGD)(Procedimientos y condiciones para la conexión, mantenimiento e intervención de las instalaciones, determinación de los costos de las obras adicionales para la conexión, régimen de operación, remuneración y pagos, medición y facturación), Pequeños Medios de Generación (PMG) (Régimen de operación, remuneración y pagos, medición y facturación), Medios de Generación No Convencionales (MGNC) (Clasificación según fuente, exención del pago por uso de los sistemas de transmisión troncal, reclamos y controversias).

3.2.3.3 Medios de Generación No Renovables y Pequeños Medios de Generación (Decreto Supremo N°62) El Decreto Supremo N°62 con título oficial “Aprueba Reglamento de Transferencias de Potencia entre Empresas Generadoras Establecidas en la LGSE” fue promulgado por el Ministerio de Economía, Fomento y Turismo en febrero de 2006. El decreto regula las transferencias de potencia entre empresas que poseen medios de generación operados en sincronismo con un sistema eléctrico, y que resulten de la coordinación de la operación que establece la LGSE. Los títulos de interés son: Definiciones, antecedentes e información a utilizar, potencia máxima y control estadístico, asignación de potencia de suficiencia, potencia inicial; potencia preliminar, potencia definitiva, margen de reserva teórico, balance de inyecciones y retiros, compromisos de demanda, balance físico, balance valorizado. De acuerdo a lo establecido en la LGSE, este reglamento no es aplicable hasta que no se promulgue la reglamentación correspondiente a los servicios complementarios, la cual aún no ha sido desarrollada por la autoridad.

3.2.3.4 Panel de Expertos (Decreto Supremo N°181) El decreto fue promulgado en julio de 2004, y tiene por objeto definir los procedimientos y materias necesarios para ejecutar las disposiciones referidas para la instalación, organización, financiamiento y desarrollo de las funciones del Panel de Expertos.

3.2.3.5 Peajes de Distribución (Decreto Supremo N°99/N°188) El Decreto Tarifario N°99, modificado en junio de 2005 por el Decreto N°188, con título oficial “Fija peajes de distribución aplicables al servicio de transporte que presten los concesionarios de servicio público de distribución que señala” fue promulgado por el Ministerio de Economía, Fomento y Turismo en marzo de 2005. El decreto fija peajes en distribución aplicables al servicio de transporte prestado por concesionarios de distribución.


29


3.2.3.6 Fijación de Precios a otros Servicios de Distribución (Decreto Supremo N°341) Promulgado en diciembre de 2007, tiene por objetivo definir la fijación de precios de los servicios ofrecidos por empresas de distribución, no consistentes en suministro de energía, así como la elaboración de bases técnicas, estudios de costos y la resolución de discrepancias a través del Panel de Expertos.

3.2.3.7 Licitaciones para Suministro a Clientes Regulados (Decreto Supremo N°4) Esta reglamentación fue promulgada en enero de 2008, y trata sobre las licitaciones de suministro de energía para satisfacer el consumo de los clientes regulados de las empresas concesionarias de servicio público de distribución de energía eléctrica, en aquellos sistemas eléctricos con capacidad mayor a 200 MW.

3.2.3.8 Reglamento de la Ley ERNC (Resolución N°1.278 Exenta) Norma la implementación de la Ley N°20.257, que exige a las empresas de generación eléctrica inyectar un porcentaje mínimo de energía a partir de fuentes renovables no convencionales. Fue promulgada en diciembre de 2009.

3.2.4 Normativa Técnica 3.2.4.1 Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio La Resolución Exenta N°9 con título oficial “Dicta Norma Técnica con Exigencias de Seguridad y Calidad de Servicio para el SING y el SIC” fue promulgada en el mes de febrero de 2007. En la resolución se norman las exigencias generales necesarias para el cumplimiento de los requisitos mínimos de Seguridad y Calidad de Servicio asociadas al diseño y coordinación de la operación de los sistemas eléctricos que operan interconectados, según lo establecido en la LGSE y su reglamentación correspondiente.

3.2.4.2 Norma Técnica de Conexión y Operación de PGMD en Media Tensión La Resolución Exenta N°24 con título oficial “Dicta Norma Técnica de Conexión y Operación de Pequeños Medios de Generación Distribuidos en Instalaciones de Media Tensión” fue promulgada en mayo de 2007. La resolución establece los procedimientos, metodologías y demás exigencias para la conexión y operación de los PMGD en redes de media tensión de empresas distribuidoras o empresas de distribución que utilicen bienes nacionales de uso público.

3.2.4.3 Norma Técnica de Emisión para Centrales Termoeléctricas El Decreto Nº13 con título oficial “Establece Norma de Emisión para Centrales Termoeléctricas” fue promulgado en enero de 2011. Establece límites de emisión específicos para centrales termoeléctricas referidos al material particulado (MP), dióxido de azufre (SO2), óxido de nitrógeno (NO2) y mercurio (Hg).

30


3.3 Investigación y Desarrollo de Capital Humano 3.3.1 Comisión Nacional de Investigación Científica y Tecnológica (CONYCIT) Esta comisión, dependiente del Ministerio de Educación, fue creada en el año 1967 como organismo asesor de la Presidencia en temas de desarrollo científico. Actualmente, se orienta por dos objetivos o pilares estratégicos: el fomento de la formación de capital humano y el fortalecimiento de la base científica y tecnológica del país. A su vez, ambos pilares son potenciados de manera transversal por un área de información científica y una de vinculación internacional. El fomento a la formación de capital humano se traduce en el impulso de una política integral de formación, inserción y atracción de investigadores y profesionales de excelencia, así como de la promoción de una cultura científica en el conjunto de la sociedad, especialmente en el ámbito escolar. La política de formación pretende contribuir al incremento del número de investigadores y profesionales posgraduados, mientras que la atracción e inserción laboral tiene por objetivo aumentar las capacidades académicas, científicas y tecnológicas de las instituciones nacionales que desarrollan ciencia y tecnología, mediante la atracción de investigadores internacionales de excelencia y la inserción laboral de profesionales altamente calificados, tanto en la academia como en el sector productivo nacional. Por su parte, el fortalecimiento y desarrollo de la base científica y tecnológica implica una activa política de promoción de la investigación científica y el desarrollo tecnológico en todas las regiones del país, tanto a nivel individual como asociativo, y entre investigadores debutantes y consagrados, apoyo a centros de investigación de excelencia, promoción de alianzas entre investigación científica y sectores productivos, y fomento de investigación en áreas prioritarias y de interés público. La labor de Conicyt se enmarca dentro del Sistema Nacional de Ciencia, Tecnología e Innovación, el cual está regulado por una serie de normas y leyes relacionadas a la actividad de los investigadores, su formación y los resultados del proceso de investigación. La Figura 3.4 muestra la estructura del sistema, en la cual Conicyt y la Corporación de Fomento a la Producción (CORFO) se encuentran encargados de efectuar recomendaciones al Comité Interministerial de Innovación y Competitividad, compuesto por representantes de 7 carteras y cuya función consiste en implementar las políticas públicas definidas a través de la Estrategia Nacional de Innovación, propuesta por el Consejo Nacional de Innovación y Competitividad. De acuerdo a los estándares de la OCDE, Chile debería realizar un aumento significativo en los recursos que destina a I&D. En una primera medición bajo los patrones exigidos por esta organización, el INE estimó que en 2008 el gasto nacional asignado en esta materia alcanzó US$ 674 millones, lo que equivale a 0,4% del PIB nacional, con un 43,7% de este presupuesto financiado por el sector industrial. De acuerdo con el Consejo Nacional de Innovación para la Competitividad, el gasto en I&D debería alcanzar 2,3% del PIB en 2020, con un incremento considerable en el aporte privado, que debería llegar a 50% de este monto.

3.3.2 Capacidades de investigación en el sector de la energía en Chile De acuerdo al documento “Sector Energético en Chile: Áreas de investigación y Capacidades. Informe del Estado del Arte”, publicado en 2010 por el


Figura 3.4

Sistema Nacional de Ciencia, Tecnología e Innovacion.

Capital Humano Ciencia y Tecnología

MINEDUC

CONICYT

Presidencia de la República

Consejo Nacional de Innovación

Comité Interministerial para la innovación

Innovación

Estrategia de Innovación y Orientaciones

MINECOM CORFO (Innova Chile)

Fomentar la formación de capital humano avanzado. Fortalecer la base científica tecnológica.

Promover la innovación y difusión tecnológica

Fuente: Sector Energético en Chile: Áreas de Investigación y Capacidades. Conicyt, 2010.

Programa Unión Europea del Departamento de Relaciones Internacionales de Conicyt, en dicho año existía un total de 149 investigadores trabajando en temas energéticos, distribuidos en 46 centros de investigación o universidades del país. En conjunto, habían desarrollado cerca de 180 proyectos de investigación en las temáticas propuestas por el Séptimo Programa Marco (7PM) de la Unión Europea para el área de energía1 . La Tabla 3.1 resume el número de centros e investigadores relacionados a temas de energía presentes en las distintas regiones del país: A continuación se menciona el estado de desarrollo en el país de cada una de las áreas de trabajo priorizadas por la Unión Europea en el 7PM, junto con los centros en que se llevan a cabo proyectos relacionados (Conicyt, 2010): Tabla 3.1: Centros de investigación e investigadores ligados a proyectos del sector energía

Región II de Antofagasta IV de Coquimbo V de Valparaíso VII del Maule VIII del Biobío IX de la Araucanía XII de Magallanes XIV de los Ríos XV de Arica y Parinacota Metropolitana Total

Número de Investigadores 4 1 11 3 37 9 4 2 2 75 149

Cantidad de Centros 1 1 4 4 4 1 3 1 2 5 46

*Las regiones no presentadas no disponen de centros ni investigadores. Fuente: Sector Energético en Chile: Áreas de Investigación y Capacidades. Conicyt, 2010.

• Hidrógeno y celdas de combustibles: El uso del hidrógeno como vector energético requiere el desarrollo de la cadena de suministro, desde la producción de hidrógeno de carbono a la conversión eficaz del hidrógeno con celdas de combustible para alimentar aplicaciones de uso final. Las celdas de combustibles pueden utilizarse en una gran variedad de aplicaciones como energía portátil en miniatura (sustituyendo la batería en dispositivos portátiles), transporte (sistemas de propulsión de cero emisión), y para la generación de energía en una variedad de tamaños (sistemas domésticos combinados de energía y calefacción, así como estaciones de energía de tamaño completo y cuatrigeneración). Esta área ha sido poco estudiada y sólo tres centros universitarios trabajan en ella. La Universidad de Chile ha desarrollado dos estudios: “Estudio de un sistema catalítico para la producción de hidrógeno a partir de alcoholes primarios” y “Hydrogen production from biomass-derived sources”. La Universidad Católica de Valparaíso desarrolló el estudio “Producción y optimización del proceso de acidogénesis para la obtención de bio-hidrógeno, como fuente de energía renovable, dentro de un sistema global de tratamiento de residuos orgánicos (probio-h2)”, mientras que la Universidad de Concepción llevó a cabo el estudio “Development of power electronic converters for performance improvement in residential and distributed generation fuel cell systems”.

1

• Generación de electricidad renovable: En el país, 28 centros universitarios desarrollan investigación en temas relacionados con energía solar, geotérmica, microhidráulica y eólica, ubicándose principalmente en las regiones del norte y centro. Dentro de los estudios se pueden mencionar los proyectos de estimación de potencial de los distintos recursos, siendo el solar, geotérmico y mareomotriz los más recientes. Muchas de las investigaciones tienen como fin determinar la factibilidad del uso de estos recursos en la generación eléctrica, así como mejoras en las tecnologías de generación. • Producción de combustibles renovables: Esta línea de investigación ha ganado popularidad debido a su sostenibilidad, bajas contribuciones al ciclo del carbono y, en algunos casos, menor cantidad de gases de efecto invernadero. También revisten interés las consecuencias geopolíticas y sus implicancias en la independencia energética del petróleo del Medio Oriente para las economías industrializadas. En la actualidad, en Chile se estudia el uso de materiales lignocelulósicos, residuos de biomasa, algas, cultivos dendroenergéticos, entre otras fuentes, para la producción de etanol y biodiésel. En particular, 10 centros universitarios han desarrollado investigación con temas relacionados a biocombustibles, estudiando su potencial energético. • Energías renovables para calefacción y refrigeración: El uso de sistemas de energía renovable para calefacción doméstica e industrial y aplicaciones de refrigeración ha recibido relativamente poca atención en comparación con los biocombustibles renovables de electricidad o transporte. Las tecnologías maduras de energías renovables para calefacción y refrigeración que usan recursos solares, biomasa y geotérmicos están disponibles actualmente como un medio rentable para reducir las emisiones de dióxido de carbono y la dependencia de combustibles fósiles en muchas circunstancias. Principalmente la Universidad de Chile, en su

1 Estas temáticas son: hidrógeno y pilas de combustible; generación de electricidad y producción de combustibles a partir de fuentes renovables; fuentes de energía renovables para la calefacción y la refrigeración; tecnologías de captura y almacenamiento de CO2 para la generación de electricidad; tecnologías limpias de carbón; redes inteligentes; ahorro de energía y eficiencia energética.


31


Tabla 3.2: Instituciones, empresas y organismos que difunden y mantienen información relevante sobre el sector eléctrico. Regulatorio Institución

Sitio Web

Electricidad

Estadísticas

Combustibles

Electricidad

Combustibles

Documentación Antecedentes Específicos

Instituciones de Gobierno y de Coordinación en Chile CNE

www.cne.cl

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

SEC

www.sec.cl

CDEC-SIC

www.cdec-sic.cl

X

X

CDEC-SING

www.cdec-sing.cl

X

X

INE

www.ine.cl

ENAP

www.enap.cl

X X

X X

Servicio de Evaluación Ambiental www.sea.gob.cl Panel de Expertos

X X

www.panelexpertos.cl

X

x

CER

www.cer.gob.cl


www.minenergia.cl

X

X

X

X

X

X X

X

X

X

X

X

X

X

Ministerio de Economía

www.economia.cl

Banco Central

www.bcentral.cl

Programa País Eficiencia Energética

www.ppee.cl

X

Comisión Chilena de Energía Nuclear

www.cchen.cl

X

Energía para Chile

www.energiaparachile.cl

X

X

Organismos Internacionales OLADE

www.olade.org.ec

CIER

www.cier.org.uy

CEPAL

www.eclac.cl/drni

X

X

X

X

X

X

X X X

ARIAE

www.ariae.org

IEA

www.iea.org

X

X X

X

X X

OCDE

www.ocde.org

X

X

X

IRENA

www.irena.org

X

Revista Electricidad

www.revistaei.cl

X

X

Diario Financiero

www.df.cl

X

X

X

Medios de Comunicación

Estrategia

www.estrategia.cl

X

X

Central Energía

www.centralenergia.cl

X

X

X

X

X X X

X

X

X

Asociaciones

32

ACERA

www.acera.cl

Programa Chile Sustentable

www.chilesustentable.net

X

X X

Empresas Eléctricas AG

www.electricas.cl

X

Generadoras de Chile AG

www.generadoras.cl

X

Asociación Chilena de Energía Geotérmica

www.achegeo.cl

X

ACESOL

/www.acesol.cl

APEMEC

www.apemec.cl

Escenarios Energéticos

www.escenariosenergeticos.cl


X

X


Empresas INGENDESA

www.ingendesa.cl

ENDESA

www.endesa.cl

X

X

CHILECTRA

www.chilectra.cl

X

CGE*

www.cge.cl

X

EMEL**

www.emel.cl

X

X

X

SAESA***

www.saesa.cl

X

X

X

X

X

X X

X

X X

X

TRANSELEC

www.transelec.cl

X

X

X

CHILQUINTA

www.chilquinta.cl

X

X

X

AES GENER

www.gener.cl

X

X

X

COLBUN

www.colbun.cl

X

X

X

COPEC

www.copec.cl

X

X

X

METROGAS

www.metrogas.cl

X

X

X

ABASTIBLE

www.abastible.cl

X

X

X

TRANSELEC

www.transelec.cl

X

X

1

X

* Comprende empresas miembros del grupo CGE: CGE DISTRIBUCIÓN, CGE GENERACIÓN, CGE TRANSMISIÓN, EDELMAG, Conafe, GASCO, GASCOGLP, GASMAR, GAS SUR, entre otras. ** Comprende empresas miembros del grupo EMEL: EMELARI, ELIQSA, ELECDA, EMELAT, EMELECTRIC, EMETAL. *** Comprende empresas miembros del grupo SAESA: SAESA, FRONTEL, EDELAYSEN, LUZ OSORNO, ST

Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas, a través de los Departamentos de Ingeniería Eléctrica y Geología, desarrolla investigación en este ámbito. También el Departamento de Ingeniería Eléctrica y de Mecánica de la Pontificia Universidad Católica de Chile y la Universidad de Magallanes han desarrollado proyectos en esta línea.

de mezclas carbón-aserrín en la termogeneración eléctrica. Aspectos fenomenológicos y cinéticos”, “Predicción de eficiencia de combustión de mezclas de carbones, mediante índices basados en composición maceral de carbones constituyentes” y “Combustión de mezclas de carbones en la termogeneración de electricidad”.

• Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2 para generación de electricidad con cero emisiones: Las tecnologías de captura y almacenamiento de CO2 es una de las principales apuestas tecnológicas que realizan algunos países desarrollados (EE.UU., Inglaterra) para mitigar las emisiones de gases de efecto invernadero en la generación de electricidad y otros procesos emisores de gases de efecto invernadero (GEI). Sin embargo, la investigación y desarrollo en el área sólo se ha logrado a nivel piloto. En Chile, actualmente no existe ningún centro que trabaje en este tema.

• Redes inteligentes de energía: Esta tecnología se ha desarrollado desde hace varias décadas en el mundo y lleva algunos años de investigación en Chile. Los Departamentos de Ingeniería Eléctrica de la Pontificia Universidad Católica de Chile y de la Universidad de Chile, junto con el Centro de Energía de esta última universidad son los que han trabajado por más tiempo en este tema en Chile. Uno de los proyectos más significativos en redes inteligentes de energía desarrollados en Chile es la creación de una microrred eléctrica con multigeneración en un pueblo al norte del país, Huatacondo, llevado a cabo por el Centro de Energía de la Universidad de Chile2. Este pueblo no está conectado al SING y antes que el proyecto se implementara, obtenía su energía a base de un motor diésel. En la actualidad, el sistema funciona a base de energía solar, eólica, baterías y diésel. La microrred es capaz de abastecer, a los cerca de 80 habitantes de este pueblo, con electricidad las 24 horas del día.

• Tecnologías limpias de carbón: Comprende el desarrollo y la demostración de tecnologías limpias de conversión del carbón y de otros hidrocarburos sólidos, tanto en lo que se refiere a las instalaciones existentes como a las futuras. También se incluyen las tecnologías de conversión, en particular los procesos químicos, y que produzcan vectores energéticos secundarios (hidrógeno) y combustibles líquidos y gaseosos. En este caso, el Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Pontificia Universidad Católica de Chile y el Centro de Energía y Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile, además de la Universidad de Concepción, son los centros que han logrado avanzar en este ámbito. Dichos avances corresponden a algunos proyectos interesantes de mencionar: “Co-combustión

2

• Eficiencia energética y ahorros: Existen varias instituciones en Chile que desarrollan investigación y aplicaciones en eficiencia energética. Cabe destacar el Programa de Estudios e Investigaciones en Energía (PRIEN) del Instituto de Asuntos Públicos de la Universidad de Chile que lleva más de dos décadas trabajando en el tema, las facultades de arquitectura de la Universidad de Chile, Pontificia Universidad Católica de Chile y Universidad

http:// www.dicyt.com/noticias/primera-microrred-a-base-de-energias-renovables-de-chile


33


de Concepción y la recientemente creada Agencia Chilena de Eficiencia Energética. Algunas de las principales líneas en eficiencia energética que han desarrollado los investigadores del país son la eficiencia energética en la Actividad Edilicia, la integración de consideraciones de eficiencia energética en proyectos arquitectónicos y su relación con el cambio climático. Algunos de los proyectos más destacados que se han recopilado en el país son: “Integración de consideraciones de eficiencia energética en un proyecto arquitectónico”, “Nodo tecnológico en eficiencia energética, mecanismos de desarrollo limpio y energías renovables no convencionales, para el sector minero industrial y PYMEs del norte”, “Eficiencia energética en actividad edilicia (edificio). Acceso solar en fachadas e incidencia en demanda energética térmica en edificios” y “Planificación de la forma urbana con criterios de eficiencia energética”. Estos proyectos han sido desarrollados por miembros del Grupo Domeyko Energía de la Universidad de Chile (Facultad de Arquitectura y Urbanismo) y la Corporación para el Desarrollo de la Ingeniería en Arica. • Conocimientos de la política energética: Esta área comprende actividades que incluyen la creación de bases de datos y modelos hipotéticos y la evaluación del impacto de la energía y las políticas relacionadas en la seguridad del abastecimiento, el medio ambiente, la sociedad, la competitividad de la industria energética y materias de aceptabilidad pública. Existen variadas instituciones que trabajan a lo largo del país desarrollando proyectos relacionados con desarrollo energético, políticas de eficiencia energética, reducción de gases de efecto invernadero e integración de energías renovables, entre otras materias.

3.3.3 Matriz de información relacionada Junto con la documentación descrita, el sector de energía dispone de un conjunto amplio de instituciones, empresas y organismos que difunden y mantienen información relevante sobre el sector. A continuación, se entrega una lista clasificada de las instituciones, organismos y medios correspondientes (Tabla 3.3).

3.4

Diagnóstico del sector energético

Esta sección comprende una visión retrospectiva sobre la oferta (producción e importación) de los recursos energéticos en el país y también de su consumo (Comisión Nacional de Energía 1980), (C. N. Energía, Balance de Energía 1973-1992-1993). El país cuenta con una cantidad limitada de recursos energéticos convencionales propios, de modo que tiene una alta dependencia externa en materia de energéticos, la que se manifiesta hoy a través del mix utilizado en el sector. Salvo que se descubran nuevas fuentes de energía en el territorio, lo que no debe descartarse, la dependencia energética de Chile de recursos convencionales seguirá siendo un rasgo estructural de su economía. En 1990, el 47,7% del consumo bruto de energía primaria del país se abastecía mediante importaciones, proporción que llegó al 72% en 2003. En 2009, el país importó el 60% de la energía primaria, cifras que alcanzaron 97,3% del consumo bruto en caso del petróleo crudo y 95,5% en el caso del carbón, lo que significó una reducción de casi 4 puntos porcentuales con respecto a 2008 (Comisión Nacional de Energía, 2010). En la Figura 3.5 se muestra el porcentaje de dependencia energética, calculado como el porcentaje del consumo total que representan las importaciones netas entre 1999 y 2010. Se observa que a partir de 2004, este valor ha superado el 70% en todos los

34


Figura 3.5

Importaciones netas de energéticos como porcentaje del consumo total de energía primaria.

100%

Imp. netas / Consumo total

90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Fuente: Balance Nacional de Energía 2010, CNE.

años. En relación a 2009, el país aumentó su dependencia en 11%. Históricamente, la hidroelectricidad ha sido la principal fuente de energía en Chile, lo que ha hecho depender la disponibilidad de electricidad de las condiciones hidrológicas, de las que no ha sido posible desprender una tendencia estadística entre años hidrológicos (desde el mes de abril de un año a marzo del año siguiente). Para el consumo a nivel industrial y residencial, se utilizaban hasta 1995 el petróleo y sus derivados. A mediados de la década de los años 1990, Chile comenzó a diversificar su matriz energética, mediante la importación de gas natural de Argentina, principalmente para generación eléctrica y consumo residencial, lo que disminuyó la participación del petróleo crudo en esta matriz. Chile es un pequeño productor de petróleo y su producción ha disminuido sostenidamente en las últimas dos décadas, mientras su consumo ha crecido en forma considerable. Igualmente baja es la producción nacional de gas natural y de carbón, frente a los requerimientos de consumo del país. En este contexto, el país ha buscado fomentar la producción interna mediante la activa exploración de nuevas fuentes de energía y la construcción de relaciones comerciales estables y duraderas, potenciando los acuerdos bilaterales y multilaterales que favorezcan una estabilidad en la oferta de productos que el país requiere para satisfacer su creciente demanda de energía (Conicyt, junio 2007). Es importante resaltar que la oferta se expresa en términos de energéticos primarios y el consumo en términos de energéticos secundarios. Los energéticos primarios son aquellos provenientes de un recurso natural disponible en forma directa (como la energía hidráulica, eólica, solar, biomasa o leña) o indirecta (tras finalizar un proceso minero) para su uso energético, sin necesidad de someterlos a un proceso de transformación. Las energías primarias se clasifican según su disponibilidad en el tiempo en renovables (hidroenergía, geotermia, eólica, solar, biomasa) y no renovables (petróleo crudo, gas natural, carbón mineral, nuclear). Por su parte, los energéticos secundarios corresponden a los productos resultantes de las transformaciones o elaboración de recursos energéticos primarios, o en determinados casos a partir de otra fuente energética ya elaborada (por ejemplo alquitrán). El origen de toda


energía secundaria es un centro de transformación, donde sufre un proceso que puede ser físico, químico o bioquímico de modificación, y su destino es un centro de consumo. Las fuentes energéticas secundarias se pueden clasificar en los siguientes grupos: derivados del petróleo, derivados del gas natural y derivados del carbón. Además, la electricidad, el gas de ciudad y el biogás, son también energéticos secundarios.

En términos globales, se puede observar que la dependencia del petróleo ha disminuido, pasando desde un 51% a fines de la década de 1960 a un 35% en 2010. En comparación a los niveles observados en 2009, puede asumirse que ha existido una sustitución de petróleo por gas natural, el cual alcanzó un 20% de participación en la oferta total, aumentando en 64% en relación a 2009. Las restricciones hidrológicas produjeron un descenso de la importancia relativa de la hidroelectricidad en 13% con respecto al año anterior, llegando a 7,6% dentro de la matriz de 2010. La sustitución del petróleo también ha considerado un aumento en el consumo de carbón, que supera en importancia a la leña y captura un 19% de la oferta. Finalmente, si bien la energía eólica y el biogás aún tienen una importancia menor, ambos en conjunto aumentaron su oferta en 170% con respecto a 2009.

Las series históricas que se presentan a continuación consideran las publicaciones que la CNE ha realizado hasta 2010, año que considera el último Balance Energético. La sección presenta un análisis del comportamiento energético del país durante 2010, observando la composición de la matriz energética y considerando la coyuntura energética actual.

3.4.1 Matriz Energética

Bajo este escenario, se observa una matriz similar a la de 2006. La composición de la matriz energética de 2010 corrobora esta última afirmación, puesto que el gas natural recupera el segundo lugar en importancia y disminuye la brecha con el petróleo. Cabe mencionar, asimismo, que en esta visión histórica de la evolución de la matriz energética del país no se constata un uso perceptible de fuentes de generación renovables no convencionales. Sólo en 2008 aparece la energía eólica como fuente de energía primaria, alcanzando una producción bruta de sólo 38 GWh, lo cual representó un 0,01% del consumo bruto registrado durante ese año. De igual forma, en 2009, el biogás se incorpora como energético a la matriz primaria, aportando 80 GWh de energía, cantidad similar a la generación eólica en ese año. Dado que el último balance corresponde al año 2010, es esperable que los próximos estudios revelen un aumento de la producción de este tipo de energías a una tasa similar a la observada en este año.

La composición de la matriz energética primaria chilena ha estado ligada a cinco energéticos: petróleo, carbón, gas natural, hidroelectricidad y leña. La Figura 3.6 muestra la evolución de la participación de estos energéticos en la oferta de energía primaria. Se observa que en 1969, después del petróleo, los energéticos primarios de mayor preponderancia eran el carbón y la leña, con un 17% y 18%, respectivamente. Llama también la atención que para ese entonces el aporte de la hidroelectricidad era de sólo un 4%. Si se observa la evolución, se puede ver que ya para 1998 el petróleo había disminuido su participación a un 43%, siendo reemplazado por el gas natural, que ya para ese año constituía un 15%. A partir de 1996, Chile comenzó a importar gas natural desde Argentina realizando grandes inversiones en gasoductos e infraestructura. Para 2006, se presentaba un escenario en que el gas natural ya se había constituido en la segunda fuente energética del país, a pesar de que las restricciones de su suministro se habían iniciado en marzo de 2004. Desde esa fecha, la participación del gas natural en la matriz energética se redujo progresivamente hasta alcanzar en 2008 sólo un 9,9%; idéntico al registrado en 1969. En 2009 esta cifra aumentó a 20%. Figura 3.6

Cada año, la CNE presenta la contabilización del flujo anual de energía disponible y consumida a nivel nacional por medio del Balance Nacional de Energía. Este estudio identifica la producción, importación, exportación,

1979 1%

18,3%

2006

17,5%

17,8%

54,8%

44,4%

43,7% 17,8%

21,3%

10,7%

15,1%

11,3% 2007 7,6%

11,6%

1998 6,1%

14,6% 50,5%

9,9%

8,4%

1988 8,4%

10,9%

17,1%

2008

2009

8,3%

15,8% 19,2%

Petróleo crudo

16%

16% 42,7%

20,5%

Leña y otros

Carbón

42,7% 20,5%

12%

9,9% Gas natural

8,7%

44%

20,4% 16,5%

2010

8,7%

17,4%

41%

39,5%

24,5%

3.4.2 Oferta de energía

Evolución de la matriz energética entre 1969 y 2010. 1969 4,2%

16%

1

12%

Hidroenergía

Fuente: Balance de Energía 2010, Compendio Energético 2010.


35


pérdidas y/o variaciones de stock, y el uso que se da a cada energético en el mercado chileno. El Balance Nacional de Energía se realiza tanto a nivel de energía primaria como secundaria. El Balance de Energía Primaria contabiliza el flujo de los recursos naturales energéticos disponibles durante un año, los cuales deben pasar por un proceso de transformación (físico-química o mecánica) antes de su consumo final. La ecuación que describe el flujo anual de cada energético primario es:

en el último gráfico de la Figura 3.6. Por otra parte, según los datos de la Asociación Internacional de Energía (AIE), entregados en Key World Energy Statistics 2011, la oferta total de energía primaria (OTEP) 3 de Chile durante 2009 significó un 5,3% del total observado en América Latina, calculando para el país una producción de 28,78 (MToe4 ). A nivel mundial, este porcentaje alcanza sólo 0,2%, considerando la oferta durante ese año de 12.150 (MToe).

En la tabla 3.4 se muestra el Balance de Energía Primaria, medido en Teracalorías, para el año 2010:

En 2010, según los datos entregados por la AIE en su publicación Energy Balances of OECD Countries de 2011, se calculó para Chile una oferta de energía primaria de 31,25 millones de toneladas equivalentes de petróleo, manteniendo el alto nivel de dependencia del petróleo y sus derivados exhibido en los últimos años (ver tabla 3.8).

La oferta total de energía primaria alcanzó 247.258 TCal en 2010. Este valor permite determinar el porcentaje aportado por cada energético, representado

En las tablas 3.6 y 3.7 se presentan los balances estimados para el mismo año en los países miembros de la OCDE, y la AIE, respectivamente.

Producción bruta + Importación – Exportación – Pérdida o Variación de Stock = Energéticos Primarios disponibles para ser procesados

Tabla 3.3: Balance de Energía Primaria (Teracalorías) en 2010. Balance de Energía Primaria (Teracalorías) en 2009

Energético

Producción Bruta

Petróleo Crudo Gas Natural Carbón Hidroelectricidad Energía Eólica Leña y otros Biogás Total

Importación

2.271 18.198 2.388 18.863 280 47.494 86 86.579

Variación de stock, pérdidas y cierres

Consumo bruto

86.895 33.415 40.084

3.110 2.261 -2.808 153

160.394

2.716

86.056 49.353 45.280 18.710 280 47.494 86 247.258


Tabla 3.4: Balance estimado de energía primaria durante 2010.

Producción Importaciones Exportaciones

Carbón y derivados

Petróleo crudo

0,34 3,79

0,61 8,66

Productos derivados del petróleo 7,35

Gas Natural Hidroenergía 1,51 2,89 -0,64

1,87

Geotérmica, Biocombustibles Solar, etc. y desechos 0,03

Electricidad

5,19 0,08

Total 9,55 22,77 -0,64

International marine bunkers (*)

-0,4

-0,4

International aviation bunkers(*)

-0,46

-0,46

Variación de stock Total

4,13

9,56

0,29 5,99

0,14 4,4

1,87

0,03

5,19

0,08

0,43 31,25

(*) Se refiere a las cantidades entregadas a buques y aviones, respectivamente, que se dedican a la navegación internacional. En el caso de los buques, se excluyen los de actividad pesquera y aquellos usados por fuerzas militares. Fuente: Energy Balances of OECD Countries, 2011.

3 4

36

En inglés se utiliza la sigla TPES. 1 MToe: 1 millón de toneladas equivalentes de petróleo. 1 MToe = 107 Gcal = 11.630 GWh. En (OECD, Energy Balances of OECD Countries 2011) y (OECD, Energy Statistics of OECD Countries 2011) se detalla la metodología de conversión.



Tabla 3.5: Balance estimado de energía primaria durante 2010 en países miembros de la OECD. Todos los valores en millones de toneladas equivalentes de petróleo (MToe).

Carbón y derivados Producción Importaciones Exportaciones

1003,03 370,3 -299,76

Productos Gas Geotérmica, Biocombustibles derivados Nuclear Hidroenergía Electricidad Calor Natural Solar, etc. y desechos del petróleo 895,15 967,18 596,41 115,2 61,64 249,97 0,5 1529,09 557,34 638,14 8,78 34,36 -350,25 -497,59 -292,87 -4 -33,97

Petróleo crudo

Total


-85,91

-85,91


-83,96

-83,96


22,07

-1,17

1,65

1095,64

2072,82

-108,47

11,4 1323,85 596,41

0,09 115,2

61,64

254,84

0,39

1

3889,08 3138,01 -1478,44

34,04 0,5

5412,82

Fuente: Energy Balances of OECD Countries, 2011.

Tabla 3.6: Balance estimado de energía primaria durante 2010 en países miembros de la AIE. Todos los valores en millones de toneladas equivalentes de petróleo (MToe).

Carbón y derivados Producción Importaciones Exportaciones

992,79 355,05 -299,7

Productos Gas Geotérmica, Biocombustibles derivados Nuclear Hidroenergía Electricidad Calor Total Natural Solar, etc. y desechos del petróleo 739,08 924,59 593,41 108,66 51,15 234,93 0,5 3645,11 1508,06 513,87 620,8 8,75 33,46 3039,99 -271,69 -483,22 -292,7 -3,84 -32,28 -0,01 -1383,44

Petróleo crudo


-84,11

-84,11


-79,81

-79,81

1,95

34,16


1070,36

1973,93

-131,32

1264,09 593,41

108,66

51,15

239,95

1,18

0,49

5171,9

Fuente: Energy Balances of OECD Countries, 2011. Figura 3.7

Intensidad en uso de energía primaria (Toe/US$ PPP) en distintos grupos de países.

OTEP/GDP PPP (Toe/ miles US$ en año 2000) 0,45

OECD

0,4

OECD:América OECD:Europa

0,35

AIE

0,3

Chile EE.UU.

0,25 0,2

Los reportes internacionales indican que la intensidad de uso de energía primaria en Chile es baja en comparación a países desarrollados, pero alcanza niveles mayores que algunos países de la región como Brasil y México. Este índice se mide como la razón entre la oferta total de energía y el PIB en dólares del año 2000 . Específicamente, Chile en 2010 alcanzó una intensidad de uso de 0,151 toneladas equivalentes de petróleo por cada mil dólares del PIB. En la Figura 3.7 se observa este indicador para distintos grupos de países junto a Chile y Estados Unidos. La disminución progresiva de este indicador en el nivel promedio de los países pertenecientes a la AIE (0,164 toneladas equivalentes de petróleo por cada mil dólares del PIB, en 2010) ha permitido al país alcanzar los valores exhibidos por los países desarrollados. En términos per cápita, las estimaciones del año 2010 para Chile indican una oferta bajo el promedio de los países desarrollados, 1.83 toe per cápita

0,15 0,1 0,05 0

1971

1980

1990

2000

2008

2009

2010 (estimado)



37


Oferta total de energía primaria per cápita (Toe/habitantes) en distintos grupos de países.

Figura 3.8

OTEP/Población (Toe/ per cápita) 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0

1971

1980

1990

2000

2008

2009

OECD

OECD: Europa

Chile

OECD: América

AIE

EE.UU.

2010 (estimado)


versus 4.4 toe per cápita promedio en países de la OCDE (ver Figura 3.8). En este caso, Chile se encuentra en el rango exhibido por el grupo de países europeos miembros de la OCDE. Se observa que el alto índice de energía ofertada por habitante tanto en América como en el mundo depende fuertemente del comportamiento exhibido por Estados Unidos en los últimos 40 años, que si bien ha tendido a la baja en la última década, en 2010 nuevamente incrementó su oferta per cápita.

3.4.3 Evolución de la oferta de energía En la Figura 3.9 se muestra la oferta de energía primaria en el país, medida en GWh, entre los años 1999 y 2010 según los datos publicados en los últimos Balances de Energía. Esta oferta ha crecido en forma sostenida desde mediados de la década de 1980 en línea con el crecimiento económico registrado durante las últimas tres décadas. Durante los últimos 10 años, el petróleo ha sido la principal fuente energética, con una participación promedio de 41,3%. Entre 1998 y 2005 su participación decae desde 43,7% a su mínimo durante la década, 39,3% (Figura 3.10). Esta disminución está relacionada directamente con el incremento en el uso del gas natural entre 1998 y 2004, el cual, además del petróleo, permitió sustituir el uso del carbón: en 2005 la proporción de uso de este mineral alcanzó el 54% de su uso en 1998. Al igual que la mayoría de los países miembros de la OCDE, Chile utiliza el petróleo predominantemente en el sector transporte, aunque se destaca el uso sustituto del diésel como combustible en la generación eléctrica. Entre 1997 y 2004, el gas natural desplazó el crecimiento en el consumo de carbón, biomasa y petróleo, producto de los acuerdos binacionales entre Chile y Argentina para la importación de gas. Se materializaron inversiones e infraestructura que permitía acceder en forma económica y cercana a un

38


combustible más limpio que el usado hasta ese entonces. Desde 2004, sin embargo, se ha registrado una caída en el porcentaje de este energético dentro de la matriz a causa de los cortes de suministro desde el país vecino. Las importaciones decrecientes de gas natural fueron sustituidas por petróleo, aunque su uso continúa siendo importante en las regiones más aisladas del sur para calefacción y electricidad. A partir de 2004 se inician los recortes de gas natural desde Argentina, y su contribución en la matriz se reduce desde 28,7% en ese año a 9,9% en 2008, es decir, una reducción de 19 puntos porcentuales en cuatro años. Las restricciones de suministro debieron ser suplidas en el corto plazo utilizando el sustituto más barato disponible, el carbón, además de la leña. El incremento en ambos energéticos en el período 2004-2008 fue de 60,7% y 34,7%, respectivamente. Junto con ello, el petróleo superó nuevamente el 40% de contribución a la matriz en 2007, alcanzando en 2008 prácticamente el mismo nivel exhibido 10 años antes. Es importante notar que, junto al carbón, la participación de la leña había mostrado un comportamiento decreciente durante el período 1998-2003, pasando desde un 17,4% a 15% de participación en el total de la oferta energética, debiendo ser utilizado en mayor proporción a partir de 2005, alcanzando 20,6% en 2008, lo que representa aproximadamente un aumento de tres puntos porcentuales en relación a su contribución a la matriz en 1998. La hidroenergía ha mostrado una participación relativamente constante, con un promedio de 7,6% entre 2000 y 2010. Sin embargo, es importante notar que ésta corresponde al aporte de las centrales hidroeléctricas para la producción de electricidad. La Figura 3.11 muestra la aleatoriedad en los niveles observados en cada año. En particular, esta Figura permite ver que la sequía enfrentada por el país entre 1998 y 1999, sólo comparable con la registrada en 1968, generó una importante baja en la energía afluente (ver Figura 3.12), afectando así el porcentaje entregado a la matriz de energía primaria. Este valor alcanzó un mínimo de 4,8% en 1999, año en que se decretó racionamiento de electricidad en el SIC durante la estación de verano, la cual había sido precedida por el año hidrológico seco 1996-1997. La Tabla 3.8 muestra la evolución en las últimas décadas de los principales indicadores de oferta y producción de energía para Chile, destacando el alto grado de dependencia de las importaciones de energéticos, las cuales se deben en gran medida a los requerimientos de petróleo. Esta situación no es excepcional si se considera la oferta agregada de los países de la OCDE (Tabla 3.9), y de la AIE (Tabla 3.10), junto a las importaciones netas de crudo.

3.4.4 Consumo final de energía El Balance Energético Secundario (BES) contabiliza el flujo de los energéticos resultantes de uno o varios procesos de transformación, y que se encuentran aptos para su consumo final. La ecuación que describe el flujo anual de cada energético secundario es: Producción bruta + Importación – Exportación – Pérdida o Variación de Stock = Consumo Total de Energéticos Secundarios Si se suma el consumo total anual de cada energético secundario se obtiene el Consumo Total Anual del BES. Parte del consumo total anual de cada energético secundario corresponde al consumo final realizado por los distintos sectores de la economía chilena (Consumo Final Secundario), mientras que una fracción es utilizada para producir otros energéticos secundarios (Consumo de Centros de Transformación). El objetivo que busca el Balance


Figura 3.9

Energético Secundario es determinar el consumo final del país, es decir, el consumo del cual se obtiene el trabajo útil o aprovechado.

Oferta de energía primaria [GWh] entre 1999 – 2010.

400.000 350.000 300.000

Energía (GWh)

250.000 200.000 150.000 100.000 50.000 0

1999

2000

Petróleo crudo

2001 Gas Natural

2002

2003 Leña y otros

2004

2005 Carbón

2006

2007

Hidroenergía

2008 Energía Eólica

2009

2010 Biogas

La Figura 3.13 muestra la evolución del consumo final durante el período 2000-2010, donde se observa, en forma similar a la oferta de energía primaria (Figura 3.9), que los derivados del petróleo constituyen el principal energético utilizado por los usuarios. Durante este período, el consumo de derivados disminuyó desde 53,8% en 2000 a 56,6% en 2008. Desde esa fecha, ha disminuido su participación hasta alcanzar 53,8% en 2010; porcentaje equivalente al de la década anterior (ver Figura 3.14). En cuanto a la electricidad, se observa un incremento en su contribución aumentando de 15,9% en 2000 a 19% en 2010. El comportamiento del gas natural presenta características similares a la oferta del

1


Tabla 3.7: Indicadores de la oferta de energía en Chile, entre 1971 y 2010. Fuente: Energy Balances of OECD Countries, 2011.

1971

1980

1990

2000

2008

2009

2010

Producción de energía (MToe)

5,3

5,8

7,5

8,1

9,1

9,3

9,6

Importaciones netas (MToe)

4,0

4,0

7,0

17,7

21,9

20,5

22,1

Oferta total de energía primaria (*) (MToe)

8,7

9,5

13,6

24,7

29,3

28,8

31,3

Importaciones netas de petróleo (MToe)

3,8

3,4

5,9

11,1

17,0

15,8

15,4

Oferta de petróleo (MToe)

4,9

5,1

6,5

10,5

16,0

15,6

15,5

(*) TPES en inglés

Tabla 3.8: Indicadores de la oferta de energía en países miembros de la OCDE, entre 1971 y 2010. Fuente: Energy Balances of OECD Countries, 2011.

1971

1980

1990

2000

2008

2009

2010


2355,0

2913,3

3440,9

3829,4

3877,5

3806,7

3889,1


1144,7

1304,8

1251,0

1574,9

1816,8

1644,5

1659,6


3372,3

4068,3

4522,0

5292,2

5480,8

5237,7

5412,8


1124,8

1228,6

1084,7

1246,3

1361,9

1237,9

1238,6


1707,5

1945,5

1869,9

2114,9

2059,2

1958,2

1964,3

(*) TPES en inglés

Tabla 3.9: Indicadores de la oferta de energía en países miembros de la AIE, entre 1971 y 2010. Fuente: Energy Balances of OECD Countries, 2011.

1971

1980

1990

2000

2008

2009

2010


2299,9

2759,5

3228,4

3589,8

3618,9

3562,0

3645,1


1139,4

1341,1

1294,5

1604,6

1815,6

1641,3

1656,6


3314,0

3954,3

4356,9

5089,8

5229,7

4995,8

5171,9


1119,5

1263,7

1134,3

1294,4

1388,2

1262,2

1267,0


1671,0

1867,7

1769,0

1999,2

1924,2

1829,8

1842,6

(*) TPES en inglés


39


Figura 3.10

Importancia de cada energético dentro de la oferta de energía primaria entre 1999 y 2010.

100% 90% 80% 70% 60%

Los niveles de consumo de Chile aún son pequeños en comparación a países desarrollados. Como prueba de ello, en la Figura 3.15 se muestra la evolución del crecimiento del consumo en Chile y en cada subgrupo continental de la OCDE.

50% 40% 30% 20% 10% 0% 1999

... ... ... Biogás

2000

2001

... Eólica ... ...

2002

2003

Hidroenergía

2004 Carbón

2005

2006

Leña y otros

2007

2008

Gas Natural

2009

2010

Petróleo crudo

Fuente: Balance Nacional de Energía 2010, CNE. Figura 3.11

Evolución de la energía afluente por año hidrológico en el SIC (1960 – 2010).

Energía (GWh) 40.000 35.000 30.000 25.000 20.000 15.000 10.000

72-73 82-83 65-66 80-81 02-03 97-98 06-07 05-06 77-78 86-87 66-67 93-94 92-93 78-79 84-85 01-02 00-01 79-80 87-88 95-96 75-76 61-62 91-92 63-64 94-95 81-82 09-10 69-70 08-09 71-72 73-74 74-75 83-84 04-05 60-61 03-04 85-86 70-71 67-68 76-77 88-89 99-00 64-65 90-91 89-90 07-08 62-63 96-97 68-69 98-99

5.000 0

Año Hidrológico

Fuente: CNE. Figura 3.12

Evolución de la energía afluente por año hidrológico en el SIC (1960 – 2010).

Energía (GWh)

40.000 35.000 30.000 25.000 20.000 15.000 10.000 5.000

60 -61 62 -63 64 -65 66 -67 68 -69 70 -71 72 -73 74 -75 76 -77 78 -79 80 -81 82 -83 84 -85 86 -87 88 -89 90 -91 92 -93 94 -95 96 -97 98 -99 00 -01 02 -03 04 -05 06 -07 08 -09

0

Año hidrológico

Fuente: CNE.

40

mismo, analizada en la sección anterior, alcanzando un peak de presencia en 2004, con 7,4%. En 2010, su demanda alcanzó 7,3%; más de 5 puntos porcentuales por encima de su demanda en 2009. La leña ha disminuido su participación al comparar su consumo con el del año 2009. En 2010, la proporción de su uso llegó a 17,6%.


3.4.5 Comportamiento del consumo sectorial La Figura 3.16 muestra la evolución del consumo final de energía según el sector económico entre los años 2000 y 2010, donde se registró en promedio un aumento anual de 2,6%. El consumo se incrementó 25,2%, durante la década, alcanzando 288.762 GWh en 2010. Sólo se observó una reducción en 2009, alcanzándose un consumo total de 278.322 GWh. Comparativamente, se observa que el sector que demanda mayores cantidades de energía es el transporte, cuyo consumo se redujo en 2010 en relación a los niveles observados en años anteriores, llegando a un 34% del consumo total de la energía del país. En general, cada sector mantiene su participación con pequeñas variaciones dentro del período mencionado. Durante 2010, la actividad minera representó un 19% del consumo; la industria un 20,3%; el sector comercial y público un 5,7%; y el residencial comprende un 21,3% del consumo energético total del país.

3.4.6 Comportamiento de los precios de los energéticos primarios Durante los últimos años, los precios de los energéticos han experimentado un alza continua, situación que resulta compleja para países que son dependientes de importaciones de diferentes combustibles, como lo es Chile. La Figura 3.17 muestra la evolución de los precios del petróleo, el gas natural y el carbón. Se observa que en 1996, año de entrada del gas natural, se habían observado pocas alzas, al igual que en el resto de los energéticos. A partir de 2002, comienza una tendencia alcista de los precios, revertida temporalmente en 2009. Durante 2011, el petróleo aumentó drásticamente su precio spot alcanzando US$ 111 el barril. En la tabla 3.11 se detalla el tipo de energético así como los precios reales en 1990 y 2011 y la unidad de venta utilizada.


3.4.7 Situación actual y proyecciones

Evolución en consumo de energía (GWh) según energético entre 2000 y 2010.

Figura 3.13

La Figura 3.18 muestra el flujo de energía en 2010 a partir de los datos del Balance Energético publicado por la CNE, que representa la energía producida y consumida en el país, tanto a nivel primario como secundario. En el costado izquierdo se observa la oferta de energía primaria, medida en teracalorías, que proviene de recursos primarios o naturales. De acuerdo a los estándares de la AIE, la Oferta Total de Energía representa la energía consumida tanto a nivel final como en centros de transformación (Total Primary Energy Supply o TPES).

300.000

Consumo de energía (GWh)

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

0

2000

2001

2002

Derivados petróleo

2003

Electricidad

2004 Carbón

2005

2006

2007

Coke y otros gases

Gas natural

2008

... ... ... Metanol

2009

2010

Leña y otros


Proporción de cada energético en el consumo final de energía (GWh) entre 2000 y 2010.

Figura 3.14 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20%

1

En el centro se muestran los Centros de Transformación que utilizan energéticos primarios. En el centro de transformación de plantas de gas se produce gas corriente; en el centro de transformación de licuefacción se transforma gas natural en metanol; el centro de transformación de refinería de petróleo – gas natural, se transforma petróleo crudo en derivados y se extrae gas natural. Además se muestra el uso de los energéticos primarios que realizan las centrales eléctricas y la siderurgia. En el caso de la producción de electricidad, los energéticos usados como insumos son el petróleo combustible, gas natural, energía hidráulica, carbón, coque, biomasa y leña y, a partir de 2008, energía eólica. Durante 2009 se hace uso explícito de la biomasa como energético primario utilizado en las centrales de generación eléctrica.

10% 0% 2000

2001

2002

... ... ... Metanol

Leña y otros

2003

2004

Gas natural

2005

Coke y otros gases

2006

2007

Carbón

2008

2009

Electricidad

2010

Derivados petróleo

Fuente: Balance Nacional de Energía 2010, CNE. Figura 3.15

Evolución del consumo final de energía (Mtoe) entre 1971 y 2009 en países de la OCDE.

Mtoe 2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 1971

1973

OECD América

1980 OECD Europa


1990

2000

2008

OECD Asia Oceanía

2009 Chile

El aporte total bruto durante 2010 para la producción de electricidad alcanzó 117.744 GWh, constituidos en mayor proporción por el carbón (39%), el gas natural (19%), la energía hídrica (18%) y el petróleo diésel (13%). De este total, 1.643 GWh fueron usados para los consumos propios de las plantas de generación, 61.319 GWh representaron pérdidas, obteniendo 54.782 GWh disponibles para consumo final. Sobre esta base se puede estimar una eficiencia conjunta del parque generador de 46,5%, explicado por el aumento significativo de generación eléctrica con combustibles fósiles. A nivel de consumo final, se distinguen cuatro grandes grupos consumidores: transporte; residencial, público y comercial (RPC); minero-industrial y usos no energéticos. Se observa que, en forma individual, el transporte es el mayor demandante de energía. Sin embargo, es importante notar que tres derivados del petróleo (petróleo diésel, petróleo combustible y gasolina de motor) concentran un 94% de su consumo energético. Existe una fracción pequeña del consumo asociada a electricidad y gas natural, la primera usada en el


41


Figura 3.16

funcionamiento del Metro y ferrocarriles, y la otra relacionada con un parque menor de vehículos livianos. Este sector, a su vez, representó el 33% del consumo final de energía. En el caso del sector RPC, se observa que la fuente energética más utilizada es la biomasa/leña, que corresponde a 44% del consumo total, principalmente en cocina y calefacción. La electricidad alcanza un 24% dentro del consumo energético de este sector.

Evolución del consumo energético por sector económico, entre 1999 y 2010.

Consumo de energía (GWh) 300.000 250.000 200.000 150.000

El sector minero-industrial, en conjunto, diversifica el uso de energéticos. Sin embargo, al desagregar ambos sectores se verifica que el sector minero demanda en su gran mayoría dos energéticos principales: electricidad y derivados del petróleo, que alcanzan un 40% y 41% del consumo total del sector, respectivamente. En comparación a años anteriores, en 2010 se observó un aumento significativo en el uso de gas natural en el sector minero, lo cual ha permitido reducir los niveles de dependencia de los insumos mencionados, incorporando una nueva fuente de energía a sus procesos. En dicho año, el uso del gas natural representó un 18% del consumo total minero. Por su parte, el sector industrial presenta la demanda más diversificada de energéticos, registrando uso de los tres energéticos mostrados en la Figura 3.17. Sus principales fuentes energéticas son derivados del petróleo, biomasa/leña y electricidad, con una participación de 34%, 28% y 24%, respectivamente, no modificando mayormente su patrón de uso de insumos en relación a años anteriores.

100.000 50.000 0 2000

2001

2002

Transporte

2003

2004

Residencial

2005

2006

2007

Comercial y público

2008

Industria

2009

2010

Minero


Figura 3.17

Evolución de los precios de los energéticos primarios.

Precio en 1990=100

600 500 400 300 200

Finalmente, existe un sector que utiliza exclusivamente productos derivados del petróleo, con una participación de 0,7% dentro del consumo total. A través del balance, es posible estimar un porcentaje de eficiencia global si se considera el proceso completo de transformación de los energéticos primarios hasta su consumo final en los distintos sectores, el cual alcanzaría aproximadamente un 81% durante 2010.

100 0 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Coal: Prices

Oil: Spot crude prices

Natural Gas: Prices

Fuente: British Petroleum Statistical Review of World Energy, 2012.

En el año 2008, por encargo de la CNE, el Programa de Gestión y Economía Ambiental de la Universidad de Chile publicó el estudio Diseño de

Tabla 3.10: Datos considerados en comportamiento de precios de energéticos primarios. Energético

Precio en 1990

Unidad

Índice

Carbón

31,59

87,38

Dólares por tonelada

US Central Appalachian coal spot price index

Petróleo

23,73

111,26

Dólares por barril

Brent

1,64

4,01

Dólares por millón de BTU

US Henry Hub

Gas Natural

Fuente: British Petroleum Statistical Review of World Energy, 2012.

42

Precio en 2011



un Modelo de Proyección de Demanda Energética Global Nacional de Largo Plazo, orientado a evaluar la evolución de la demanda y los impactos de modificaciones en variables económicas, sociales, ambientales, tecnológicas o de políticas aplicadas. El alcance del estudio considera una proyección del consumo final de energía por sector hasta el año 2030, desagregando los subsectores más importantes. El sector CPR es tratado en forma completa, el sector de transporte es desagregado en los subsectores terrestre, aéreo, ferroviario y marítimo. El sector minero e industrial es separado en los subsectores de cobre, papel y celulosa, industrias y minas varias, cemento y otros.

resultados muestran que el consumo final de energía entre 2007 y 2030 aumentará 3,3 veces, a una tasa promedio de 5,4% anual. En 2030 se alcanzará un consumo de 812.000 Tcal, y cada sector variará de distinta forma dentro del horizonte especificado: el sector industrial aumentará su consumo 2,5 veces, el sector CPR 2,4 veces, y transporte lo hará 4,7 veces. Así, este último sector se convertirá en el más energo intensivo, alcanzando una participación de 54%. Respecto al uso de cada energético, cabe destacar el notable aumento esperado en el consumo eléctrico y de diésel. En efecto, se estima que el sector eléctrico lo incremente 3,2 veces y el diésel 4,2 veces. El mayor crecimiento de electricidad surge del crecimiento del consumo del sector CPR que aumenta 4,2 veces en el período. El consumo de diésel en cambio se ve afectado por el aumento de su consumo en el sector transporte (4,9 veces). El petróleo combustible aumenta 7 veces influenciado por el fuerte aumento en el transporte marítimo. La leña por su parte, muestra un

Las proyecciones del consumo total hasta el año 2030 según sector económico y según fuente energética se muestran en las Figuras 3.19 y 3.20, respectivamente. El modelo utilizado no considera la irrupción de nuevas tecnologías o cambios estructurales generados por la variación de precios, lo cual tiene la ventaja de no exigir muchos datos en esos campos. Los

Figura 3.18

1

Flujo de energía en 2010 en GWh

Biogas 86 TCal Producción 86 TCal

Biogas Imp. 79.952 TCal Licuefacción Gas

Exp. 5.999 TCal

Gas Natural 8.221 TCal Importación 86.895 Tal

Petróleo crudo

ciónl duc Pro 71 TCa 2.2

Planta Gas

Exportación de Metanol 4.403 TCal

Gas Corriente 151 TCal Carbón 2.501 TCal

Deriv. petróleo 804 TC

Industrial Minero

Derivados Carbón 1.503 TCal Biomasa y leña 14.002 TCal Electricidad 30.928 TCal

ción Produc TCal 18.198

Gas

ón 2.38

Natu

Gas Natural 12.146 TCal

P. crudo 86.056 TCal ral 1 7.77 4

TC a

l

refinería petroleo gas natural

Derivados Petróleo 36.276 TCal Transporte

Deriv. petróleo 18.529 TCal

Derivados petróleo 83.386 TCal Gas natural 197 TCal

Carbón

Importación 40.084 TCal Producci

Gas Natural 3.356 TCal

Gas natural

Importación 33.415 TCal

8 TCal

Carbón 39.117 TCal Gas Natural 19.583 TCal

GENERADORA ELÉCTRICA

Electri

Biomasa y leña 5.028 TCal

Biomasa leña

Producción 47.494 TCal

Producción 18.683 TCal

Energía hidráulica

Gas natural 17.774 TCal

Hidro 18.710 TCal

Carbón 3.662 TCal

siderurgia

cidad

al 375 TC

Comercial - Público Residencial

Deriv. Petróleo 15.545 TCal Electricidad 15.803 TCal Biomasa y Leña 29.801 TCal Gas natural 5.687 TCal

Uso no Energético Deriv. de carbón Derivados petróleo 1.763 TCal

Coke 1.087 TCal Producción 280 TCal

Energía eólica

Eólica 280 TCal

Importación Electricidad 824 TCal

Importación Electricidad Salta

Fuente: Balance Energético 2010, CNE.


43


Figura 3.19

crecimiento esperado de 2,1 veces, afectado por el aumento del consumo en el sector industrial (2,9 veces). No se aprecia un mayor aumento en el consumo final de carbón debido a que este energético se usa básicamente para generar electricidad, por tanto corresponde a consumo intermedio y no fue considerado en el estudio (Programa de Gestión y Economía Ambiental, 2008).

Consumo final según sector económico.

Tcal 900.000 800.000 700.000 600.000 500.000 400.000 300.000 200.000 100.000 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Otros sectores (a)

Comercial público y residencial

Transporte

Industrias y minas varias

(a) Incluye Cobre, Cemento, Papel, Celulosa, Salitre, Hierro, Siderurgia, Petroquímica, Azúcar y Pesca.

Fuente: Diseño de un Modelo de Proyección de Demanda Energética Global Nacional de Largo Plazo. Programa de Gestión y Economía Ambiental, Universidad de Chile. 2008. Figura 3.20

Consumo final según energético.

Tcal 900.000 800.000 700.000 600.000 500.000 400.000 300.000 200.000 100.000 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Otros

Gas

Electricidad

Carbón y Leña

Petróleo y Derivados

Fuente: Diseño de un Modelo de Proyección de Demanda Energética Global Nacional de Largo Plazo. Programa de Gestión y Economía Ambiental, Universidad de Chile. 2008.

44


Un análisis de sensibilidad considerando tasas de crecimiento “optimistas” (un punto superior al caso base) y “pesimistas” (un punto menos) genera un rango para los valores de consumo energético final. Bajo un escenario de crecimiento alto (bajo), el consumo de energía al año 2015 sería un 8% superior al de línea base (7% inferior) y al 2030, un 29% más alto (20% menor), superando el millón de Tcal/año.


4 Descripción General del Sector Eléctrico 4.1

Reseña Histórica

El desarrollo de los sistemas eléctricos en Chile se remonta a fines del siglo XIX, a partir del avance de los primeros telégrafos eléctricos. En el año 1851 se generan las primeras comunicaciones de este tipo entre Santiago y Valparaíso. La producción y consumo público de electricidad comenzó en 1883, año en que se realiza la primera instalación eléctrica, encargada de iluminar la Plaza de Armas, Pasaje Matte y algunas tiendas del centro de Santiago, utilizando lámparas incandescentes a base de un motor a gas de unos pocos kilowatts de potencia, provistas por un particular. Aunque este servicio tuvo un carácter esporádico y más bien de exposición, se debe notar que se instaló sólo cuatro años después del invento de la ampolleta Edison, y uno tras la primera instalación de alumbrado público del mundo en 1882, ubicada en Lane Fox, Londres (Brokering n.d.). La generación eléctrica en el país se inicia con la construcción de la primera central hidroeléctrica, Chivilingo, con una potencia de 500 kVA, ubicada en la ciudad de Lota. Esta obra ha sido reconocida por el Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos de Estados Unidos de Norteamérica (IEEE por sus siglas en inglés) como uno de los hitos en el desarrollo del sector eléctrico en Latinoamérica. Además, durante este año se crea la Compañía Luz Eléctrica Punta Arenas. En 1898, se crea la Chilean Electric Tramway and Light Co., empresa encargada por la Municipalidad de Santiago de instalar el servicio de tranvía eléctrico en Santiago, así como de proveer alumbrado público por un período de concesión de 30 años. Para ello, la nueva administradora eléctrica dispuso de un capital inicial de un millón y medio de libras esterlinas, con el que instaló tres unidades generadoras, de 600 kilowatts cada una, en la esquina de las calles Mapocho y Almirante Barroso. El día 1 de junio de 1900 comenzó su funcionamiento la planta a vapor Mapocho, de 1,3 MW, primera central eléctrica propiamente de servicio público en Chile. La distribución de alumbrado se realizaba en ±250 V. El 3 de noviembre del mismo año circuló el primer tranvía eléctrico. Junto con la expansión de las instalaciones hacia sectores más remotos, se hizo necesaria la presencia de mayores fondos de inversión, lo que determinó el nacimiento de múltiples empresas eléctricas: la Compañía Eléctrica de Valparaíso en 1900, con la Central Aldunate; la Compañía Alemana Trasatlántica de Electricidad, encargada de la construcción de la planta Florida, de 13.500 kW de potencia, la cual entró en servicio en 1910; Compañía General de Electricidad en 1905, con la Central Lo Bravo en Ñuñoa; Compañía Eléctrica Los Andes en 1909; Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica en 1920; Sociedad Austral de Electricidad en 1926, entre otras. Entre 1910 y 1914, se agregaron las subestaciones Victoria, Mapocho, Unión Americana y Villavicencio, trazándose otros proyectos que debieron ser postergados a raíz de la Primera Guerra Mundial (Chilectra n.d.). A esto hay que sumar el aporte de las grandes industrias mineras que instalaron sus propias centrales eléctricas con el fin de modernizar sus instalaciones, por ejemplo la central termoeléctrica Tocopilla, con tres máquinas Escher Weiss de 10MVA, 5kV, 50Hz, inaugurada en 1915 por la Chile Exploration

Co., y conectada con el mineral Chuquicamata por medio de una línea de transmisión en 110 kV, la cual durante muchos años fue la más importante de Latinoamérica.

1

Frente a esta expansión, el Estado debió legislar para regular esta actividad, promulgando el día 13 de febrero de 1925 la primera Ley General de Servicios Eléctricos, a través de Decreto Ley N°252, uniformando así parte importante de las condiciones necesarias para el establecimiento del servicio eléctrico. La Compañía Chilena de Electricidad Limitada, creada en 1921, a partir de la fusión de la Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica y los bienes de la Chilean Electric Tramway and Light Co., se erigía a fines de la década de 1930 como una de la empresas más importantes del sector, con cuatro mil trescientos empleados, cuatro plantas generadoras de energía, 2.300 km de líneas de distribución, 9.000 km de vías para 430 tranvías y 380 km de red eléctrica ferroviaria entre Santiago, Valparaíso y Los Andes. A esta fase inicial, de rápida expansión, siguió otra de estancamiento, producto de la incapacidad financiera de los empresarios para mantener en permanente crecimiento las inicialmente pequeñas empresas eléctricas, y del empobrecimiento del país, a partir de la crisis salitrera. Ello implicó que el Estado se hiciera cargo paulatinamente de las empresas generadoras, y que hubiera un permanente déficit de energía eléctrica. Para normalizar esta situación, el 1 de diciembre de 1943 se creó la Empresa Nacional de Electricidad S.A., Endesa, principal actor del sector eléctrico nacional desde ese entonces. Junto con la construcción de centrales hidroeléctricas (Pilmaiquén, 1944; Sauzal, 1948; Abanico, 1948; Molles, 1952; Cipreses, 1955; Sauzalito, 1959; Pullinque, 1962; etc.) se impulsó una paulatina interconexión de los respectivos sistemas, de manera que ya hacia 1970 existía un esbozo de sistema interconectado. En 1959, entraba en vigencia el DFL N°4, en lo que constituía la Tercera Ley General de Servicios Eléctricos. La demanda por energía indujo al Gobierno a poner en marcha un programa de inversiones para la construcción de centrales generadoras y de infraestructura de transmisión y distribución. El sistema quedó definitivamente estructurado con la construcción de centrales de mayor tamaño (Rapel, El Toro, Antuco, Colbún, entre otras) y de líneas de transmisión en 220 kV y 500 kV. En 1978 se crea la Comisión Nacional de Energía, cuyo propósito fue definir la nueva política que proyectaría al sector eléctrico; en septiembre de 1982 se dicta el DFL N°1 del Ministerio de Minería, constituyendo la cuarta Ley General de Servicios Eléctricos, que actualmente rige al sector. En cuanto a infraestructura, durante esta década se extienden las inversiones hacia el Norte Grande donde, con base en el sistema Tocopilla-Chuquicamata, se creó un sistema interconectado entre Arica y Antofagasta.

4.2

Sistemas Eléctricos

De acuerdo a la CNE, la industria eléctrica nacional está conformada por 6 empresas matrices de generación, 8 empresas de transmisión y 42 de distribución. Al igual como sucede en la mayoría de los sistemas a nivel


45


internacional, el sector eléctrico chileno posee un alto nivel de concentración de mercado. Como ejemplo, sólo tres empresas matrices concentraban el 72% de la capacidad instalada en el SIC en 2011. Caribbean Sea CENTRAL AMERICA Un sistema eléctrico está conformado por el conjunto de instalaciones de centrales eléctricas generadoras, líneas de transmisión, subestaciones eléctricas y líneas de distribución, interconectadas entre sí, el cual permite Caracas generar, transmitir y distribuir energía eléctrica.

La capacidad instalada de generación eléctrica se encuentra distribuida territorialmente en seis sistemas a lo largo del país, prácticamente autónomos, debido a que las grandes distancias hacen difícil la integración entre ellos. A continuación se describe cada uno de los sistemas:

• Sistema Interconectado del Norte Grande (SING): Sistema mayor que abastece la zona norte del país, desde Arica por el norte hasta la localidad de Coloso en el límite sur. A diciembre de 2011, constituía el 24% de la French capacidad instalada total en el país. Su generación es principalmente térVENEZUELA Guiana Paramaribo En Chile se clasifican según su tamaño. Los sistemas mayores son aquellos (France) Georgetown mica y orientada a satisfacer el consumo de la industria minera. Bogotá de generación igual o superior a 200 MW, los con una capacidad instalada GUYANA SURINAME medianos poseen COLOMBIA una capacidad instalada superior a 1,5 MW e inferior a • Sistema Interconectado Central (SIC): Sistema mayor que abastece a la zona central del país, desde Taltal por el norte hasta Quellón, ubicado 200 MW, y los pequeños corresponden a aquellos que poseen una capacidad instalada igual o inferior a 1,5 MW (Palma R, 2009). en la isla de Chiloé, por el sur. La distancia entre ambas localidades es Quito aproximadamente de 2.100 km. Constituye el 75% ECUADOR de la capacidad instalada total en el país. • Sistema Eléctrico de Aysén: En la práctica corresponde a cinco sistemas medianos ubicados en la zona sur del país: Palena, Hornopirén, Carrera, Cochamó y Aysén. Su capacidad conjunta corresponde a sólo 0,3% de la capacidad instalada nacional.

Sistemas eléctricos de Chile.

Figura 4.1

PERU BRASIL

• Sistema Eléctrico de Magallanes: Corresponde a cuatro subsistemas medianos: Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams, que abastecen a las ciudades del mismo nombre. Se localiza en el extremo más austral del país. Su capacidad instalada corresponde al 0,6% del total nacional en 2011.

BOLIVIA Arica

SING 800 km

Iquique

PARAGUAY

• Sistema Eléctrico de Los Lagos: Está compuesto por dos sistemas pequeños que completaron 5,4 MW de capacidad en 2011.

Antofagasta

Chañaral Copiapó

• Sistema Eléctrico de Isla de Pascua: Sistema pequeño compuesto por 7 motores diésel que abastecen el consumo local. La potencia instalada alcanzó 4,9 MW en 2011.

CHILE Coquimbo

Valparaíso

URUGUAY

Santiago

SIC 2.200 km

Océano Atlántico

Rancagua

ARGENTINA

Talcahuano Concepción

Océano Pacífico

Lebu Temuco

Puerto Montt

80°N

AYSÉN

160°W

140°W 120°W

100°W

80°W

60°W

40°W

20°W

0°

20°E

40°E

60°E

80°E

100°E

120°E

140°E

160°E

Arctic Circle 60°N

40°N

Tropic of Cancer 20°N

Equator

20°S

Tropic of Capricorn

N 40°S

W

E S

km 0 mi 0

60°S Antarctic Circle

MAGALLANES

80°S

Fuente: Chile. Energy Policy Review 2009. Agencia Internacional de Energía.

46


1000

2000

1000

2000

En la siguiente figura se muestra la ubicación geográfica de los cuatro sistemas más relevantes, considerando además los principales centros de consumo abastecidos por cada uno de ellos.


Tabla 4.1: Principales estadísticas en 2011 de los cuatro principales sistemas eléctricos. Sistema

Tipo de sistema

Área de cobertura

SING

Interconectado

Regiones XV, I, II

3.964

Hidroeléctrica, Térmica

SIC

Interconectado

Región II a X, XIII y XIV

12.365

Hidroeléctrica, Térmica, Eólica

Mediano

XI Región

47

Hidroeléctrica, Térmica

Mediano

XII Región

100

Térmica

Aysén Magallanes

1

Capacidad instalada (MW)

Generación

1

Fuente: Capacidad Instalada por Sistema Eléctrico Nacional. CNE, 2011.

Tabla 4.2: Generación bruta en 2011 de los cuatro sistemas eléctricos de Chile. Sistema

Generación Bruta 2011

Térmico (GWh)

Térmico (GWh)

Hidráulico (GWh)

Eólico (GWh)

Total (GWh)

SING

15.818

63

-

15.881

SIC

25.209

20.520

324

46.052

33,2

89,3

7,6

130,1

276

-

-

276

41.336

20.672

332

62.339

Aysén Magallanes

1

Total Nacional

Información representa el consolidado de los tres subsistemas que conforman el Sistema de Magallanes (subsistema Punta Arenas, subsistema Puerto Natales y subsistema Puerto Porvenir). 1

Fuente: Generación Bruta SIC, SING, Aysén y Magallanes. CNE.

Tabla 4.3: Fuente: Potencia instalada en cada sistema eléctrico del país. Potencia instalada según energético Térmico Sistema

Carbón/ Petcoke (MW)

Derivados petróleo (MW)

Hidráulico

Gas Natural (MW)

Otros (MW)

Pasada (MW)

Embalse (MW)

Eólico (MW)

Total Sistema (MW)

SING

1.933

348

1.668

-

15

-

-

3.964

SIC

1.309

2.205

2.564

231

2.110

3.749

197

12.365

-

25

-

-

20

-

2

47

-

14

86

-

-

-

-

100

3.242

2.592

4.318

231

2.145

3.749

199

16.476

Aysén Magallanes

1

Total Nacional

Información representa el consolidado de los tres subsistemas que conforman el Sistema de Magallanes (subsistema Punta Arenas, subsistema Puerto Natales y subsistema Puerto Porvenir). 1

Fuente: Capacidad Instalada por Sistema Eléctrico Nacional. CNE, 2011.

En la tabla 4.1 se resumen las principales características de los sistemas eléctricos nacionales, considerando datos de 2011: En 2011 la capacidad instalada llegó a un total de 16.476 MW aproximadamente, incrementándose en 3% con respecto a 2010.

Según datos del Balance de Energía del año 2010, el consumo total de electricidad en el país ascendió a 56.946 GWh. En la Figura 4.2 se representa la distribución del consumo según el sector económico. Se observa que el sector minero es el más intensivo en el uso de electricidad, concentrando el 38% del consumo, seguido por el sector industrial con 25% y el residencial con 16%.


47


otros factores, a los planes de ahorro de energía y eficiencia energética impulsados por el Gobierno, con el propósito de evitar posibles racionamientos debido a la falta de gas natural en gran parte de las unidades que funcionan a base de ciclo combinado, y a condiciones hidrológicas adversas a comienzos de 2008.

Distribución del consumo de electricidad (GWh) según sector económico.

Figura 4.2

Transporte 1% Público 4%

El aumento progresivo de la demanda en los últimos años se vería acrecentado en esta década. Las proyecciones de ventas en el SIC y SING han supuesto un aumento anual promedio de la demanda de 5,9%. De esta forma, el consumo estimado a 2019 alcanzaría 92.686 GWh aproximadamente. En la Figura 4.5 se detalla el incremento estimado de la demanda eléctrica en el período 2011-2019.

Residencial 16% Industrial 25%

De igual forma, se estima que el consumo eléctrico per cápita se incrementaría en 5,0% anual promedio. En 2011, el consumo por habitante llegó a 3.386 kWh/hab. Las proyecciones indican que el país alcanzaría 5.034 kWh/hab en 2019 (Figura 4.6). Esta tendencia de crecimiento puede analizarse en el contexto internacional a partir de la Figura 4.7, donde se muestra la evolución del consumo eléctrico en relación al PIB per cápita en distintos países del Asia-Pacífico.

Comercial 13%

Minero 38%

Energético 4%

En esta figura se aprecia que la evolución del consumo en cada uno de los países está acotada por dos curvas tendenciales o envolventes. Asimismo, con la tendencia actual de búsqueda de mejoramiento de eficiencia de los procesos productivos y equipos eléctricos, la curva envolvente inferior parece corresponder a la mejor estimación de tendencia de evolución de los distintos países. De esta forma, para el caso de Chile (línea celeste) se puede estimar que el consumo per cápita alcanza una estabilización en torno a los 11.000 kWh/cápita, es decir, aproximadamente 3,4 veces más que el consumo registrado en 2010. Suponiendo una tasa de crecimiento del consumo de 5% anual en promedio, esta meta se alcanzaría en 25 años. Asimismo, si se considera un factor de planta del sistema similar al actual, desde el punto de vista de la expansión del sistema de generación, la capacidad instalada actual (aproximadamente 16.476 MW) debería superar los 50.000 MW, lo que impone un crecimiento de 35.000 MW en 25 años. En otros términos, el desafío de recursos de generación parece estar en torno a una capacidad de generación equivalente a la actual, con un mix tecnológico similar al existente hoy en día.

Fuente: Balance Energético, 2010. CNE.

En la Figura 4.3 se muestra la evolución en la demanda de energía eléctrica en el país entre 1960 y 2011, junto a la tasa de crecimiento anual observada. En este período, la demanda ha aumentado en promedio a una tasa de 5,5% anual. Se observa que el crecimiento de la demanda ha sido sostenido a partir de fines de la década de 1980, a excepción de 2009, año en que la demanda se contrajo en 0,48% con respecto al año anterior. Entre 2001 y 2011, la tasa de expansión anual alcanzó un 4,2% promedio. En la Figura 4.4 se detalla la demanda neta en el SIC en el período 19852010, donde se observa el efecto que la reducción del consumo entre los años 2007 y 2009 en este sistema tuvo en el decrecimiento total en el consumo nacional mostrado en la Figura 4.3. Esta tendencia se debió, entre

Demanda de energía eléctrica nacional y crecimiento 1960 – 2011.

Figura 4.3

70.000

15

60.000

10

5

40.000 30.000

0

20.000

Crecimiento [%]

Demanda [GWh]

50.000

-5 10.000 -10

Demanda [GWh]

Año


2010

2008

2006

2004

2002

Crecimiento anual demanda [%]

Fuente: Compendio Energético 2011, Informes de Precio de Nudo, abril 2011.

48

2000

1998

1996

1994

1992

1990

1988

1986

1984

1982

1980

1978

1976

1974

1972

1970

1968

1966

1964

1962

1960

0

Otro aspecto que ha marcado la evolución del sector corresponde a la dinámica observada en las inversiones en generación, las que se identifican por medio de la capacidad instalada y el margen de reserva, definido como la diferencia entre la capacidad instalada y la demanda máxima anual. Las Figuras 4.8 y 4.9 muestran el comportamiento de estos indicadores en los sistemas SING y SIC, respectivamente. En el caso del SING, se observa una paralización en las inversiones durante la última década, evidenciado en una reducción en la capacidad instalada en los períodos 2003-2004 y 20072008, junto a la invariabilidad entre 2004 y 2006. A partir de 2009, se ha materializado el ingreso de nuevas centrales que ha permitido incrementar la potencia instalada a 3,4% anual promedio entre 2009 y 2011. Entre 2010 y 2011 este porcentaje


Figura 4.4 50.000

12

45.000

10

40.000

30.000

6

25.000 20.000

4

15.000

2

10.000

Crecimiento [%]

8

35.000 Demanda [GWh]

alcanzó 7,1%. Sin embargo, el grado de sobreinstalación que presentaba este sistema en 2001 (182%) ha declinado progresivamente en el tiempo hasta alcanzar 98% en 2011. Lo anterior necesariamente dice relación con el aumento sostenido de la demanda, en particular su valor máximo, durante la última década.

Demanda neta de energía eléctrica y crecimiento en el SIC 1985 – 2011.

0

5.000 0

-2 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Demanda [GWh]

Año


Fuente: CDEC-SIC. Figura 4.5

Demanda neta de energía eléctrica y crecimiento 2011 – 2019.

100.000

7,00

90.000 6,00 80.000 5,00

Crecimiento (%)

70.000 60.000

4,00

50.000 3,00

40.000 30.000

2,00

20.000 1,00 10.000 0

0,00

2011

2012

2013

2014

Demanda [GWh]

2015

Año

2016

2017

2018

2019


Fuente: Informes de Precio de Nudo, abril 2011. Figura 4.6

Consumo eléctrico [kWh] per cápita histórico y proyectado, 1960 – 2019.

Consumo per cápita (KWh/hab)

6000

5000

4000

3000

2000

1000

1

En el SIC se evidencia en mayor medida el estancamiento de la capacidad en el mismo período. Durante gran parte de la década se observó un porcentaje de reserva inferior al 50%, y sólo a partir de 2008 se superó este umbral, fundamental en un sistema dependiente de la variabilidad hidrológica en relación a la seguridad de abastecimiento. Durante 2009 y 2010, el porcentaje de reserva superó el 85%, reduciéndose en 2011 a 80%. A juicio de la IEA, los niveles de reserva han sido adecuados en la última década, permitiendo enfrentar eventuales requerimientos en forma fiable y flexible. Los márgenes de reserva existente estarían explicados por la combinación de una demanda creciente; la naturaleza radial y aislada de los dos principales sistemas, que requieren altos niveles de capacidad redundante para asegurar la seguridad del sistema frente a otros sistemas mallados o integrados; y la vulnerabilidad a la importación de combustibles. Para ilustrar este punto, se simula una reducción de la capacidad hídrica del SIC a un 15% del total de 2010. Esta situación de sequía extrema reduciría el margen de reserva en 4.500 MW aproximadamente, dejando al sistema con una holgura de 11% aproximadamente con respecto a la demanda máxima de 2010. Esta reserva desaparecería en dos años en un escenario de hidrología seca, un crecimiento de la demanda máxima de 6% y ausencia de capacidad térmica adicional. En forma similar, una disminución en la disponibilidad de la capacidad a base de gas hasta 25% haría bajar el margen de reserva hasta un 12%. Bajo condiciones adversas similares a las supuestas en el caso del SIC, el margen también se agotaría en 24 meses. Tal situación es más improbable en el SING, dadas las inversiones en materia de transformación de las unidades a base de petróleo a unidades duales y la diversificación en los proveedores de gas tras los recortes impuestos por Argentina (IEA, 2012).

4.3 Estructura del Mercado Eléctrico Chileno

0 1960 1963 1966 1969 1972 1975 1978 1981 1984 1987 1990 1993 1996 1999 2002 2005 2008 2011 2014 2017

Año

Fuente: Compendio Energético 2011; Informes de Precio de Nudo, abril de 2011.

En las siguientes secciones se realiza una descripción general de los elementos regulatorios establecidos en el sector eléctrico chileno, considerando la concepción económica global y los fundamentos


49


teóricos que han sustentado una separación de los distintos segmentos que la conforman.

18.000

4.3.1 Fundamento económico del mercado chileno

De esta forma, en el mercado de electricidad se han separado las actividades de generación, transmisión y distribución, cada una de las cuales tiene un tratamiento regulatorio diferenciado, a base del análisis de las condiciones particulares de cada sector para la promoción de la competencia. En el caso de la generación, se verifica la inexistencia de economías de escala significativas, lo que permite la competencia en la etapa de producción de electricidad, determinando los precios por medio de los costos marginales. Asimismo, se constata que en la actividad de comercialización mayorista de la energía puede desarrollarse un mercado constituido por los propios generadores, en el cual diversos actores están posibilitados de competir por precio para el suministro de mediano a largo plazo de grandes clientes y empresas distribuidoras (Comisión Nacional de Energía, 2005).

16.000 14.000

Australia Canadá Japón Estados Unidos Chile República de Corea Curva superior Curva inferior

12.000 kWh/cápita

El mercado de electricidad en Chile ha sido diseñado bajo una política de descentralización en la toma de decisiones. Se argumenta que esta política, sumada a la existencia de agentes privados encargados de la inversión y operación de la infraestructura energética, presenta ventajas en el caso del sector eléctrico, en orden a promover la eficiencia económica a través de mercados competitivos en todos aquellos segmentos que presenten un carácter no monopólico. Asimismo, se estima que la desconcentración y operación privada inducen una mayor apertura tecnológica.

Tendencia internacional de consumos.

Figura 4.7

10.000 8.000 6.000 4.000 2.000 0

0

10.000

20.000

De acuerdo a la figura, el sistema de peak load pricing asegura teóricamente que, cuando la estructura del parque generador está adaptada a la demanda, los ingresos por venta de energía a costo marginal de la energía (E), sumado a los ingresos por venta de potencia (P) a costo de desarrollo de la tecnología de punta, cubren exactamente los costos de inversión (I) más los costos de operación (O) de los productores en conjunto (Boiteux, 1960). El funcionamiento del mercado chileno para los sistemas eléctricos interconectados se caracteriza

50


40.000

Fuente: APEC, Luis Vargas, Universidad de Chile.

Figura 4.8

Evolución de la capacidad instalada y reserva en el SING.

Potencia [MW]

Reserva [%]

4500

200

4000

180

3500

160 140

3000

120

2500

100

2000

80

1500

60

1000

40

500

20

0

0 2001

2002

2003

2004

2005

2006

Capacidad

En este segmento se ha instaurado un sistema competitivo basado en tarificación a costo marginal (Peak load pricing), donde los consumidores pagan un precio por energía y un precio por capacidad (potencia), asociado a las horas donde se registra mayor demanda. Este esquema de tarificación marginalista se resume en la Figura 4.10:

30.000

GDP/cápita

2007

2008

2009

Dem. Máxima

2010

2011

Reserva

Fuente: Anuario y Estadísticas de Operación 2011. CDEC-SING.

Figura 4.9

Evolución de la capacidad instalada y reserva en el SIC.

Potencia [MW]

Reserva [%] 100

12000

90

10000

80 70

8000

60 50

6000

40 4000

30 20

2000

10 0

0 2001

2002

2003

2004

2005

Capacidad

2006

2007

2008

Dem. Máxima

2009

2010

2011

Reserva

Fuente: Anuario y Estadísticas de Operación 2001-2010, CDEC-SIC; Boletín Informativo Enero 2012, Valgesta Energía.


por la existencia de un mercado spot en el cual el precio de la energía eléctrica corresponde al costo marginal de corto plazo resultante del equilibrio instantáneo entre oferta y demanda. Estos sistemas eléctricos, con potencia instalada superior a 200 MW son operados por los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC), cuyas principales funciones fueron detalladas en la sección 3.1.7. En el caso de la distribución, se concibe que las economías de escala no son significativas para empresas de distinto tamaño con densidad de carga similar6. Esto se traduce en que al aumentar el volumen de potencia distribuida por efectos de ampliación de la zona de cobertura, sin cambios notables de densidad, los costos medios se mantienen en niveles similares. Por el contrario, si a superficie constante el volumen de potencia distribuida aumenta, se verifican disminuciones relevantes en los costos medios. Este efecto es llamado economías de densidad, y caracteriza a la actividad de distribución como monopolio natural en una zona de características dadas, pero permite la existencia de una diversidad de empresas de distinto tamaño operando en zonas distintas, con tarifas iguales para todas las empresas de densidad similar. Las señales de eficiencia se obtienen por medio de la implementación de un sistema de precios por zona tipo, con la determinación de los costos incurridos por una empresa ficticia eficiente, con la cual deben competir cada una de las distribuidoras de la zona (Comisión Nacional de Energía, 2005). La transmisión, por su parte, presenta significativas economías de escala y de densidad, lo cual define su carácter de monopolio natural. En este caso, las condiciones de eficiencia general se obtienen utilizando un sistema tarifario que permita cubrir óptimamente los costos de inversión y operación, y definiendo condiciones de acceso no discriminatorio a todos los usuarios. De acuerdo a las características detalladas anteriormente, los fundamentos de la política aplicada en el sector se pueden resumir en los siguientes aspectos (Comisión Nacional de Energía, 2005): • Aplicación de un máximo nivel de descentralización en las decisiones económicas de los agentes participantes, con sujeción a las características particulares de cada segmento. • Delegación de la operación y desarrollo del sector en empresas privadas. • Importante rol del Estado en el ámbito de la regulación, fiscalización y promoción del acceso a la energía. • Separación de los segmentos de generación, transmisión y promoción del acceso a la energía. • Fomento de la competencia, de forma tal que los precios reflejen equilibrios de oferta y demanda, en un contexto de mercados abiertos, en aquellos segmentos cuyas condiciones económicas particulares lo permitan. • Regulación de los precios y demás condiciones de acceso y operación en los segmentos en los cuales se dan características de monopolio. En estos segmentos, los precios deben reflejar costos reales, de manera de incentivar la eficiencia de los operadores en un ambiente descentralizado y garantizar la satisfacción de los consumidores.

Figura 4.10

Equilibrio financiero en el modelo marginalista.

Electricidad

1

Consumidores

Generadores

E Costo de inversión

Costo de operación

Pago por energía

Pago por potencia

Fuente: Las Energías Renovables No Convencionales en el Mercado Eléctrico Chileno, CNE/GTZ. 2009.

4.3.2 Modelo del mercado eléctrico En Chile, el modelo de mercado mayorista7 está basado en una estructura tipo pool con participación obligatoria, con costos de generación auditados y existencia de contratos bilaterales del tipo financiero. El pool, por medio de un mecanismo regulado y reconocido por todos sus miembros, establece el precio de despeje de corto plazo de la electricidad (clearing price o precio spot), que corresponde al precio de equilibrio del mercado spot. Este precio se define a partir de la realización de una operación económica centralizada por parte del operador de mercado (CDEC) y puede ser distinto en cada zona del sistema. El despacho centralizado a cargo de los CDEC se basa en la entrega de costos de operación auditables por parte de las empresas generadoras. Como consecuencia, se obtiene el despacho horario del sistema que corresponde a una orden de mérito en función del costo variable de operación, que da lugar a las transferencias o intercambios comerciales de energía del sistema entre las empresas antes descritas. El diseño de mercado no contempla en forma explícita la figura de un comercializador. Son las empresas de generación y distribución las encargadas de ejercer este rol. El mercado mayorista de electricidad en Chile es conformado por las empresas generadoras que transan energía y potencia entre sí, las que dependen de los contratos de suministro que cada una haya suscrito. Aquellas que por despacho posean una generación superior a la comprometida por contratos son llamadas empresas excedentarias. Éstas venden energía y potencia a aquellas que, por despacho, tienen una generación inferior a la contratada con clientes (empresas deficitarias). Las transferencias físicas y monetarias son determinadas por el respectivo CDEC, y se valorizan en forma horaria al costo marginal resultante de la operación del sistema a esa hora, en el caso de la energía. Las transferencias de potencia son valorizadas al precio de nudo correspondiente.

E s decir aquellas distribuidoras que presentan valores cercanos en los siguientes indicadores: kWh distribuidos por kilómetro de línea, número de clientes atendidos por unidad de superficie, etc. 7 Se entiende por mercado mayorista la unión del mercado spot y el mercado de contratos 6


51


La Figura 4.11 resume las interacciones básicas que se observan en el mercado mayorista chileno. En el caso de los contratos bilaterales financieros, las líneas representan contratos que se definen mediante negociación directa y libre entre las partes (G1 con Cliente libre 1, G3 con Cliente libre 2), mientras que las líneas negras representan contratos regulados (G1 y G3 con empresa de distribución). También es importante notar que la figura muestra que el mercado spot es cerrado a los generadores, y que pueden existir algunos cuyo único negocio sea ventas a este mercado (G2). La compra y venta de los generadores en el mercado spot se representa mediante flechas celestes. Cabe señalar que los contratos de suministro que se puedan establecer entre una empresa de distribución y los clientes libres no forman parte del mercado spot ni del concepto de mercado mayorista antes descrito. En el caso de la Figura 4.11, el contrato entre la empresa distribuidora y el cliente libre 3 no participa directamente en el mercado mayorista y sólo forma parte de las transferencias de energía y potencia a través del contrato de suministro entre la empresa distribuidora y los generadores G1 y G3.

4.3.2.1 El mercado spot

Figura 4.11

Cliente libre 1 CDEC Mercado spot Cliente libre 3 Cliente libre 2


Figura 4.12

Como se mencionó en la sección anterior, el diseño del mercado eléctrico chileno se basa en la teoría marginalista, la cual contempla un esquema de precios de energía y potencia a ser pagados por los consumidores. La existencia de un mercado tipo pool con costos de generación auditados, y un mercado mayorista spot cerrado a los generadores, distingue al modelo chileno de aquellos basados en bolsas de energía con ofertas libres de compra y venta. La Figura 4.12 muestra las interacciones de los diferentes agentes en el esquema de mercado chileno. Asimismo, cabe señalar que en el mercado eléctrico chileno no existe el concepto de contratos bilaterales físicos, típico en el mercado común europeo de electricidad, donde los contratos de suministro entre agentes privados tienen el derecho a ser informados al operador del sistema y traducirse en un despacho físico. En el caso de Chile, los contratos de suministro privados sólo tienen un carácter financiero, siendo el CDEC la entidad que realiza el despacho físico hora a hora, basado en la información de costos de operación de cada una de las unidades generadoras. El mercado eléctrico en Chile focaliza la competencia en la concreción de proyectos de generación eficientes (costos de inversión y operación) y en la buena gestión comercial de contratos bilaterales con clientes libres y regulados8 . A diferencia de lo observado a nivel internacional, dado que en Chile no existe un esquema de ofertas, sino que una comunicación de los costos de generación, la definición de estrategias de ofertas para la compra y venta de energía no corresponde a un elemento crítico en el desempeño competitivo. En el mercado mayorista, de acuerdo a compromisos contractuales de abastecimiento, se realizan transferencias de energía y potencia entre empresas generadoras. La energía es valorada al costo marginal horario de producción, el cual está determinado por el costo variable de la última unidad generadora despachada que esté en condiciones de satisfacer un incremento en la demanda; mientras que la potencia es valorada al Precio de Nudo de la potencia. La Figura 4.12 muestra un esquema general del funcionamiento del mercado nacional.

8

52

Los diferentes tipos de clientes se describen en la sección 3.1.11


Mercado mayorista en Chile.

Concepto de remuneración en el mercado eléctrico. CDEC / Spot Cmg y precio potencia

Compra Venta Energía y potencia Purchase Sale Energy and power

Precio estabilizado

Cmg and power price

Empresas generadoras

Stabilized price

PMGD

Generators companies

Según contrato According to contract

Nodal price (tender)

Convencionales + ERNC Conventionals + ERNC

Clientes libres Free clients

Precio nudo (licitación)

PMG

Empresas distribuidoras

Según contrato

Distribution companies

According to contract

Precio nudo + VAD Clientes regulados

Nodal price + VAD

Regulated clients

Contrato regulado / Regulated to contract Contrato bajo negociación directa / Contract by direct negotiation

Compra o venta al mercado spot / Purchase or sale to the spot market

Fuente: (C. N. Energía, Política Energética: Nuevos Lineamientos. Transformando la crisis energética en una oportunidad 2008)

En la Figura 4.12 se aprecia que las empresas generadoras se relacionan con el mercado spot a través de compra y venta de energía y potencia al costo marginal de la energía (Cmg) y precio de la potencia, respectivamente. Este esquema también es aplicable a los PMG, PMGD y otros proyectos ERNC. Sin embargo, como se verá más adelante, en el caso de los PMG y PMGD también es factible acceder a un precio estabilizado en las ventas de energía (ver Reglamento del DS 244). A su vez, las empresas generadoras poseen contratos con los clientes libres a precios libremente pactados (clientes no


regulados) y con las empresas distribuidoras a Precio de Nudo determinado por la autoridad (cálculo semestral de la CNE utilizando el plan de obras indicativo y estimando los costos marginales para los próximos 48 meses) o bien a través de un proceso regulado de licitaciones de suministro (clientes regulados). A su vez, las empresas distribuidoras venden su energía a clientes regulados finales haciendo uso de las distintas tarifas reguladas para clientes finales, o bien, a clientes libres que no desean pactar libremente contratos de suministro con las empresas de generación. Por su parte, el precio de potencia señalado en la Figura 4.13 es determinado semestralmente por la autoridad como el costo de desarrollo de la tecnología más económica para dar suministro en horas de mayor demanda. A cada unidad generadora, dependiendo de las características de su energético primario, su tasa de fallas forzadas, salidas de operación programadas y su contribución conjunta en el sistema, se le reconoce una potencia con la cual se determina su ingreso por potencia (venta de potencia). A este tipo de mecanismo se le conoce en la literatura internacional como “pago por capacidad de tipo administrativo”, ya que no es el mercado quien la determina, sino que es un organismo administrativo el que evalúa y determina precios y cantidades. En el caso de Chile, la CNE y el CDEC respectivamente. Asimismo, cada empresa generadora, de acuerdo a sus contratos de suministro y al comportamiento de estos consumos en condiciones de demanda de punta, es responsable de realizar compras de potencia en el sistema. Las compras de potencia son transferidas por los generadores como cargos de potencia a sus clientes libres y clientes regulados. En este caso el procedimiento es regulado. La Figura 4.13 resume las transferencias de potencia que se realizan entre los distintos agentes del mercado en el mercado spot. Se aprecia que los cargos por potencia a clientes finales, teóricamente, cubren los ingresos por potencia de las centrales generadoras. La posición excedentaria o bien deficitaria de potencia de una empresa de generación dependerá de los contratos de suministro que ésta posea. A modo de ejemplo, una empresa que no posee contratos de suministro siempre será excedentaria en las transferencias de potencia, dado que no tiene obligaciones declaradas y éstas no se descontarán en su balance. Si bien el esquema chileno de precios considera el costo de expansión a través del valor de desarrollo de la potencia de punta, igualmente contempla la remuneración de la energía al costo de falla. En efecto, el costo marginal de energía corresponde al costo de energía no suministrada durante los períodos de racionamiento y tanto los modelos de cálculo de precios a clientes regulados como los de planificación de la operación incorporan el costo de la energía no suministrada al optimizar la operación del sistema. En términos de competencia, puede considerarse que el mercado spot entrega señales de mercado. Ello es así por el hecho que las decisiones de inversión de los generadores son libres, lo cual implica que si por alguna razón los costos marginales de energía y potencia no son suficientemente atractivos, los agentes pospondrán sus proyectos. Esto producirá un aumento en los precios spot hasta el momento en que cubran los costos medios de la tecnología de generación más competitiva. Análogamente, se observaría lo contrario en caso de costos marginales muy atractivos. En este sentido, los costos marginales o precios spot pueden considerarse como los precios competitivos de corto plazo del mercado de generación. En el largo plazo, estos precios reflejarán los costos de desarrollo de las unidades generadoras competitivas [19].

Figura 4.13

Transferencias de potencia en el mercado spot. Ingreso Tarifario por potencia

Cliente 1 client 1

Power marginal income

Cliente 2 client 2

Cliente 3 client 3

Cliente 4 client 4

Cliente 5

Generador B

Pagos por potencia de clientes a empresas Generadoras

1

Generador A Generator A

Generator B

Capacity payments from clients to generation companies

Generador C Generator C

Generador D Generator D

client 5

Cliente 6 client 6

Cliente n client n

Ingresos por potencia Generadores Capacity income for Generators


4.3.2.2 Mercado de contratos Las características del mercado spot, descritas en la sección anterior, determinan la conveniencia, tanto para los consumidores como para los generadores, de establecer contratos que reduzcan la incertidumbre en los precios de las transacciones y aseguren la cobertura de los costos medios de las centrales de desarrollo. Por otra parte, provee de ingresos seguros para los inversionistas, lo cual favorece el financiamiento de los proyectos. Específicamente, el mercado de contratos corresponde a un mercado de tipo financiero con contratos pactados libremente entre las partes. El mercado de contratos presenta las siguientes características: • Los generadores pueden hacer contratos con empresas distribuidoras y clientes libres. • Los contratos con empresas distribuidoras pueden ser para el abastecimiento de clientes regulados o para clientes libres. • Los contratos son confidenciales, especificaciones sobre punto de suministro y cantidades deben ser informadas al CDEC para su administración. • En el mercado de contratos se establece una obligación de suministrar y una obligación de comprar a un precio predeterminado. Normalmente las mediciones se realizan hora a hora. • Los contratos son financieros, es decir, el generador siempre compra en el mercado spot para vender en el mercado de contratos, se encuentre o no despachado. El contrato financiero permite dar estabilidad de precio a los agentes compradores y vendedores, de acuerdo a las expectativas de la evolución de los costos marginales que cada cual tenga. • Los clientes libres son aquellos consumidores con potencia conectada superior a 2 MW y es optativo, por al menos cuatro años, pertenecer a esta categoría si la potencia conectada es superior a 0,5 MW e inferior a 2 MW.


53


• Actualmente la venta a distribuidores se realiza al precio de nudo de energía y potencia. Sin embargo, a partir de la progresiva entrada en vigencia de los suministros licitados, proceso que comenzó en enero de 2010, los precios de clientes regulados quedarán establecidos a partir de los precios de energía y potencia resultantes de las licitaciones públicas de suministro. • El precio de nudo de energía corresponde al promedio de los costos marginales esperados de corto plazo, con un mínimo de 24 y un máximo de 48 meses, ajustado a una banda de precios libres9. • El precio de nudo es calculado semestralmente por la CNE en los meses de abril y octubre.

4.3.2.3 Servicios complementarios No fue sino hasta la promulgación de la Ley N° 19.940 de marzo de 2004 donde se distingue formalmente entre los conceptos de suficiencia y seguridad del sistema eléctrico; derivando este último a la implementación de Servicios Complementarios (SSCC). En relación a los SSCC establece que “todo propietario de instalaciones eléctricas interconectadas deberá prestar los SSCC de que disponga que permitan realizar la coordinación de la operación del sistema conforme a las normas de seguridad y calidad de servicio”. Los conceptos son definidos en forma explícita como: • Suficiencia: atributo de un sistema eléctrico cuyas instalaciones son adecuadas para abastecer su demanda. • Seguridad de servicio: capacidad de respuesta de un sistema eléctrico, o parte de él, para soportar contingencias y minimizar la pérdida de consumos, a través de respaldos y de servicios complementarios. • Servicios Complementarios (SSCC): recursos técnicos presentes en las instalaciones de generación, transmisión, distribución y de clientes no sometidos a regulación de precios con que deberá contar cada sistema eléctrico para la coordinación de la operación del sistema en los términos dispuestos en el artículo 137º del DFL 4. Son servicios complementarios aquellas prestaciones que permiten efectuar, a lo menos, un adecuado control de frecuencia, control de tensión y plan de recuperación de servicio, tanto en condiciones normales de operación como ante contingencias. Se encarga a los CDEC la tarea de definir, administrar y operar estos servicios, ateniéndose a las exigencias de calidad y seguridad establecidas en la normativa y minimizando el costo de operación del sistema. En relación a la remuneración de estos servicios se establece que los propietarios de instalaciones deberán declarar los costos incurridos por la prestación de los SSCC, los que posteriormente deberán ser valorados por los respectivos CDEC. La compatibilización de los precios de estos servicios con los cobros por concepto de energía y potencia es asignada a un Reglamento, el que a 2008 no ha sido promulgado. De este modo el regulador avanza en la separación de los atributos de seguridad y suficiencia tanto a nivel conceptual como de remuneración.

4.3.2.4 Tipos de consumidores En el sistema actual no existe un mercado minorista operado a través de empresas comercializadoras, por lo cual las ventas de energía y potencia son

realizadas directamente por las empresas generadoras a través de contratos bilaterales financieros. A nivel nacional, los consumos eléctricos se agrupan en dos segmentos: • Clientes regulados: Está integrado por aquellos consumidores con potencia conectada igual o inferior a 2 MW, teniendo la posibilidad aquellos pertenecientes al rango entre 500 kW y 2 MW, y que están dentro del área de concesión de una empresa distribuidora, de optar a ser clientes libres. En este mercado, las ventas de las compañías generadoras están dirigidas a las empresas distribuidoras, las cuales adquieren la energía a precio de nudo, esto mientras progresivamente entran en vigencia los contratos de suministro licitados, a partir del dictamen de la Ley Corta 2 (ver sección 3.2.2.3). Estos precios son determinados cada seis meses por la CNE, sobre la base de las proyecciones de los costos marginales del sistema para los siguientes 48 meses en el caso del SIC, y próximos 24 meses en el caso del SING. • Clientes libres: Este segmento está compuesto por consumidores cuya potencia conectada supera 2 MW y ocasionalmente cuando supera los 0,5 MW, generalmente en caso de consumos asociados al sector minero o industrial. A diferencia del grupo anterior, los clientes libres poseen una mayor capacidad de negociación en virtud de su tamaño, por lo que se les permite pactar los precios con las empresas generadoras libremente. En la tabla 4.5 se resume el porcentaje de ventas de energía asociado a cada tipo de cliente en cada sistema eléctrico durante la última década.

4.4 Sistema de precios 4.4.1 Sector de generación El modelo utilizado para la tarificación en la actividad de generación, susceptible de ser un mercado competitivo, es el basado en los costos marginales del sistema. En este esquema de precios, los costos marginales se calculan para el sistema económicamente adaptado a la demanda. Dada la inexistencia de economías o deseconomías de escala apreciables en la generación de electricidad, es posible demostrar que, bajo condiciones de adaptación económica -condiciones óptimas- del parque generador, la tarificación a costo marginal de la generación de electricidad produce equilibrio económico a todas y cada una de las unidades generadoras incorporadas en dicho parque. Los ingresos provenientes de la venta de la potencia de punta, valorizada al costo marginal de instalar una central de punta, más los ingresos por venta de energía al costo marginal, cubren todos los costos de operación y generan un excedente que renta las inversiones (Figura 4.10). Para determinar el precio de la potencia de punta se utiliza el costo unitario de desarrollo de una turbina que aporta capacidad adicional para abastecer las horas de demanda máxima del sistema. Para el precio de la energía se calcula el costo marginal de corto plazo, con el sistema eléctrico expandido y operando en condiciones óptimas. Estos valores de potencia y energía son fijados de forma tal que permiten cubrir óptimamente los costos de operación y la rentabilidad de las inversiones. Dicho de otra forma, para cumplir las condiciones señaladas y las restricciones de operación10 .

Artículo 162, DFL Nº4. Dentro de estas restricciones se incluye la capacidad del sistema de transmisión, los mínimos técnicos de las unidades de generación y otras. En caso de racionamiento, el costo marginal de la energía debe adoptar el valor del costo de falla de largo plazo.

9

10

54



Tabla 4.4: Porcentaje de ventas de energía según tipo de cliente.

Porcentaje de ventas de energía (%) Sistema

2002 Clientes industriales

2005

Clientes regulados

Clientes industriales

2010

Clientes regulados

Clientes industriales

Clientes regulados

SING

89,36

10,64

89,98

10,02

89,16

10,84

SIC

32,44

67,56

30,31

69,69

29,57

70,43

51,19

48,81

0

100

0

100

17,16

82,84

17,52

82,48

0

100

Aysén Magallanes

1

1

Información representa el consolidado de los tres subsistemas que conforman el Sistema de Magallanes (subsistema Punta Arenas, subsistema Puerto Natales y subsistema Puerto Porvenir). Fuente: Anuarios y Estadísticas de Operación. CDEC-SIC. 1

Figura 4.14

PRECIO DE NUDO ENERGÍA

Como ejemplo, si este cuadro asigna un factor de penalización nulo (factor igual a 1) en el nudo Alto Jahuel-Cerro Navia, aumenta a 1,3 en Diego de Almagro y disminuye a 0,83 en Puerto Montt, esto significa que 1 kWh generado en Diego de Almagro equivale a 1,3 kWh generado en Alto

(Valores en dólares)

130 110 90

4.4.2 Sector de transmisión

70 50 30 10 ABRIL 1991

ABRIL 1994

ABRIL 1997

ABRIL 2000

INDEX. A OCTUBRE DIC-01 2000

MOD JUNIO 2005

SIC - Santiago

INDEX. A OCTUBRE INDEX. A INDEX. A INDEX. A INDEX. A OCTUBRE OCT-2008 ABR-2009 OCT-2009 AGO-2010 2011 SEPT-06 2000

SING - Crucero

Fuente: CNE.

Figura 4.15

Precio de nudo de potencia en SIC y SING entre 1991 y 2012. PRECIO DE NUDO POTENCIA (Valores en dólares)

13 12 11 (mills/KWh)

La tarificación a nivel de transmisión considera las pérdidas y eventuales congestiones que se presentan por la transmisión de la energía. Consecuentemente, el costo marginal, entendido como el costo para el sistema de abastecer una unidad adicional de energía, dependerá de cuál sea la barra (subestación) en que se considere un incremento del consumo y de la manera en la cual éste sea abastecido. Si bien con herramientas de simulación actuales es posible calcular hora a hora los costos marginales resultantes en cada barra del sistema, en Chile es usual la aplicación de los denominados factores de penalización asociados a las principales subestaciones o nudos. Estos factores buscan reflejar el efecto de las pérdidas óhmicas en el sistema, con el fin de poder calcular los costos marginales por barra a partir del costo marginal en una barra determinada. Este cálculo ha sido efectuado por la CNE, la cual elabora un cuadro de penalizaciones por subestación.

Serie histórica del precio de nudo de energía en SIC y SING entre 1991 y 2012.

150

(mills/KWh)

El promedio ponderado por las energías actualizadas es lo que se denomina Precio de Nudo (PN), que corresponde al valor que refleja el costo de la energía y potencia en generación-transmisión. Sin embargo, producto del nuevo esquema de licitaciones para clientes regulados, los precios resultantes migrarán gradualmente hacia un promedio ponderado de los precios resultantes de las licitaciones. En las Figuras 4.14 y 4.15 se muestra la evolución de los precios de nudo en el SIC y el SING durante los últimos años.

10 9 8 7 6 5 4 3

ABRIL 1991

ABRIL 1994

ABRIL 1997

ABRIL 2000

INDEX. A OCTUBRE DIC-01 2000

SIC - Santiago

MOD JUNIO 2005

INDEX. A OCTUBRE INDEX. A INDEX. A INDEX. A INDEX. A OCTUBRE OCT-2008 ABR-2009 OCT-2009 AGO-2010 2011 SEPT-06 2000

SING - Crucero

Fuente: CNE.


55


Jahuel-Cerro Navia, considerando tan sólo las pérdidas marginales de transmisión de energía. O bien, que es necesario inyectar 1,3 kWh en el nudo Alto Jahuel-Cerro Navia para recibir 1 kWh en Diego de Almagro, debido a las pérdidas marginales de transmisión. Las pérdidas físicas de transmisión dependen fuertemente del nivel de carga que tenga el sistema en cada momento. Mientras más alta es la carga del sistema, más grandes son las pérdidas óhmicas asociadas. Por ello, el factor de penalización se calcula utilizando un promedio para diferentes niveles de carga simulada.

• El establecimiento de un procedimiento de decisión centralizada para materializar los aumentos de capacidad en el sistema de transmisión troncal. • El establecimiento de un sistema de peajes regulado para remunerar las instalaciones de transmisión, asignando responsabilidades por usos e identificando usuarios.

La remuneración de los sistemas de transmisión se realiza a través de dos ingresos principales: ingreso tarifario y peajes (Palma R. 2009). Por una parte, producto del efecto no lineal de las pérdidas óhmicas en el sistema (RI2), la diferencia entre los factores de penalización correspondientes a distintos nudos constituyen un excedente para el sistema de transmisión, denominado ingreso tarifario. Técnicamente, esto se debe a que las pérdidas óhmicas marginales en una red eléctrica son mayores a las pérdidas medias. El ingreso tarifario se traspasa a las empresas de transmisión como parte del pago de sus anualidades reconocidas en procesos tarifarios. En particular, les permite recuperar el costo asociado a las pérdidas físicas de transmisión y una fracción de los costos de inversión y mantención. En términos referenciales, para un sistema de transmisión económicamente adaptado, el ingreso tarifario corresponde al 20% de la anualidad de un sistema de transmisión.

• El establecimiento de una regulación especial para enmarcar las decisiones de desarrollo y las operaciones de comercialización en caso de interconexión de sistemas eléctricos preexistentes.

Debido a que este monto usualmente en la práctica no logra cubrir los costos anuales de transmisión reconocidos en los procesos tarifarios, el monto restante, denominado peaje, es asignado a generadores y consumos de acuerdo a un esquema de prorrateo basado en el uso eléctrico esperado que cada instalación hace del sistema. Este esquema tiene tratamientos diferenciados según se trate de sistemas de transmisión, subtransmisión o adicional.

• Descuento a la anualidad de cada tramo del ingreso tarifario estimado para el año siguiente. Esta diferencia constituye el peaje a ser compensado por los generadores y consumos del sistema.

El uso del concepto de ingreso tarifario no es común a nivel internacional. De hecho, en sistemas con bolsas de energía unimodales no existe este ingreso y los costos de transmisión son cubiertos, por ejemplo, a través de pagos tipo estampillado entre los distintos agentes del mercado. Asimismo, a diferencia de lo que sucede en países de Europa, este pago no depende de las relaciones contractuales entre generadores y consumidores. Cabe señalar que en el pago de los peajes de transmisión participan todos los generadores, con independencia del nivel de tensión o subsistema al que éste se interconecte. El monto del pago depende del resultado de aplicar la metodología de evaluación del uso del sistema que corresponda. La ley Nº19.940, publicada el 13 de marzo de 2004, modificó sustancialmente el régimen regulatorio de la transmisión (Comisión Nacional de Energía 2005). Sus principales características son las siguientes: • La identificación y/o distinción, en cada sistema eléctrico de gran tamaño, de un sistema de transmisión troncal, de un conjunto de sistemas de subtransmisión y de un conjunto de instalaciones adicionales, reconociendo para cada uno de estos segmentos una funcionalidad diversa, y regulando su operación en forma consistente. • La definición del segmento de transmisión troncal y de subtransmisión como actividades de servicio público, con acceso abierto y obligación de ampliación. • El establecimiento de un procedimiento de decisión centralizada para

56

materializar los aumentos de capacidad en el sistema de transmisión troncal.


La reglamentación asociada al cobro de peajes vigente en el marco legal aún no ha sido formalizada en el sector. Sin embargo, la metodología general propuesta puede interpretarse de acuerdo a los siguientes pasos: • Separación del sistema de transmisión en cuatro subsistemas: sistema troncal área de influencia común, sistema troncal resto, sistemas de transmisión adicionales y sistemas de subtransmisión. • Determinación de una anualidad para cada tramo del sistema de transmisión.

• Para el sistema de transmisión troncal área de influencia común se define un pago compartido de 80% del peaje por parte de los generadores y un 20% por parte de los consumidores. La asignación de responsabilidades por tramo entre generadores y entre consumos se realiza a través del estudio de múltiples condiciones de operación esperadas en el sistema para el siguiente año, aplicando técnicas de análisis de sensibilidad de flujos de potencia. • Para el sistema de transmisión troncal resto la metodología es similar. Sin embargo, no se conoce a priori la prorrata entre generadores y consumos. Ésta resulta del estudio de múltiples condiciones de operación esperadas en el sistema para el siguiente año. Para cada condición de operación se verifica si el flujo en el tramo estudiado “va hacia” o “viene desde” el área de influencia común. En el caso de que él se dirija al área de influencia común, el pago para esa condición de operación es contabilizado exclusivamente a los generadores. Para cada condición el prorrateo entre generadores y consumos se calcula aplicando técnicas de análisis de sensibilidad de flujos de potencia. El resultado final de pagos corresponde al promedio ponderado de las situaciones antes descritas. • Los sistemas de transmisión adicionales son pagados en forma íntegra por las empresas que hacen uso de las instalaciones. En el caso de las líneas de inyección, la responsabilidad corre por cuenta del generador que inyecta su potencia al sistema a través de dichas líneas. • Para los sistemas de subtransmisión la metodología es similar conceptualmente a la descrita para los tramos del sistema troncal resto. Sin embargo, en los cálculos sólo intervienen los consumos y generadores del sistema de subtransmisión respectivo. La metodología específica actualmente en


aplicación es el resultante de un dictamen elaborado por el Panel de Expertos durante 2007.

Figura 4.16

La Figura 4.16 muestra la clasificación del sistema de transmisión utilizado en la asignación de peajes descrita.

Clasificación del sistema de transmisión.

4.4.3 Sector de distribución Los sistemas de distribución eléctrica constituyen monopolios naturales, y presentan economías de ámbito o densidad. Consecuentemente, el costo medio de la distribución tiende a disminuir al aumentar el tamaño de la zona de concesión atendida.

Sistema adicional inyección

Sistema Troncal fuera del área de influencia común

Sistema Troncal Área de influencia común

Sistema de Subtransmisión

1 Sistema adicional retiro


El criterio de tarificación de este segmento usado en Chile considera un conjunto de tarifas múltiGenerador Líneas de Subtransmisión Carga Transformador Líneas de Transmisión ples que permiten cubrir los costos marginales de energía y potencia, más un cargo fijo que Fuente: Las Energías Renovables No Convencionales en el Mercado Eléctrico Chileno, CNE/GTZ. 2009. permite cubrir los costos fijos de administración, facturación y atención a los clientes. Las tarifas múltiples son tomadas de la operación de empreEl cargo por sobreconsumo en invierno (mayo a septiembre) corresponde a sas modelo ficticias (benchmarking) que operan en forma eficiente. Así, uno por potencia estimada de sobrepeak. Esta potencia se calcula dividiendo las empresas logran obtener utilidades en la medida que su operación la diferencia entre el consumo de cada mes y el consumo promedio de los es mejor que la empresa modelo, evitando traspasar ineficiencias a los meses de verano por 200 horas. A modo de ejemplo, si el consumo de un usuarios. mes de invierno sube a 250 kWh y el consumo promedio de verano es 150 A base de lo anterior, la CNE procede a fijar precios máximos a nivel de kWh, la potencia estimada de sobrepeak es igual a 0,5 kW. El cargo por usuario final regulado, considerando cuatro elementos básicos: sobreconsumo es igual al producto de la potencia estimada de sobrepeak por el cargo variable por potencia consumida dentro del peak (Comisión Nacional • Un cargo fijo por conexión, independiente del tamaño y uso. de Energía 2006). • Un cargo variable por energía consumida, que corresponde al costo marginal de generación a nivel de alta tensión (precio de nudo) más las pérdidas de distribución. • Un cargo variable por energía consumida en horas de punta. • Un cargo variable por potencia consumida en horas de punta, que corresponde al costo de ampliación de la red de baja tensión. Este esquema de cuatro cargos es posible aplicarlo sólo si se cuenta con un medidor de energía y potencia demandada, tanto fuera como dentro de las horas punta. Sólo algunos grandes clientes poseen ambos tipos de medidor. Aquellos clientes que tengan sólo un medidor de energía y otro de potencia máxima utilizada aplican un sistema que considera los tres primeros cargos. La gran mayoría de los clientes conectados en baja tensión alcanzan consumos que no justifican la instalación de sistemas sofisticados de registro. En estos casos, se utiliza la tarifa simple, que considera un cargo fijo, un cargo por energía consumida y un cargo por sobreconsumo, aplicado en los meses de invierno. El cargo fijo es igual a los anteriormente mencionados; el cargo por energía consumida es igual a la suma del cargo variable por energía consumida más el cargo variable por una demanda base de potencia en horas punta. Esta última se estima utilizando el consumo mensual promedio de energía eléctrica en los meses de verano (octubre a marzo), dividido por 300 horas al mes.

En el sistema de distribución, se calcula el Valor Agregado de Distribución (VAD), el cual representa los costos marginales de largo plazo de tres componentes de costo de las empresas de distribución: costos de inversión, operación, y los asociados a la mantención y pérdidas de las instalaciones de distribución relacionadas a la distribución de potencia en horas punta; los costos de pérdidas referidas a la distribución de energía y los costos fijos de administración, facturación y atención a los clientes, los cuales son independientes del consumo. Finalmente, para los clientes finales, las tarifas se componen de la suma de los Precios de Nudo más los VAD correspondientes a la zona de concesión en que esté ubicado. Nótese que esto significa sumar a los precios más bajos posibles del sistema de generación-transmisión, un valor adicional calculado sobre una empresa ficticia de diseño óptimo y gestión eficiente. Por tanto, teóricamente no puede haber otra tarifa más baja que ésta, cumpliendo las condiciones de rentabilidad del capital invertido y de cobertura de los costos operacionales.

4.4.4 Estructuración y adición de precios en generación – transmisión – distribución Los precios finales de la electricidad deben cubrir los costos de toda la cadena de suministro de modo que cada etapa o segmento de la actividad cubra sus costos de operación y desarrollo, en un marco de precios eficientes. Cuando se analizan las componentes del precio final que observa un cliente cualquiera, su descomposición conforme a las diferentes etapas de esta


57


cadena pasa por las siguientes etapas (Comisión Nacional de Energía 2005): • E xistencia de un sistema de precios establecidos en contratos a largo plazo en el mercado mayorista de generación, y en puntos determinados de transacción. Estos precios resultan de equilibrios libres de oferta y demanda, y/o de procedimientos regulados por la autoridad cuando corresponda11. • Asignación del costo de los sistema de transmisión, tanto en el ámbito de asignación a la producción como a la comercialización, así como de diferenciación de los cargos tarifarios en el ámbito geográfico. • Incorporación del costo de la etapa de distribución, regulado conforme costos eficientes. El primer aspecto dice relación con el nivel de precios de la energía y potencia transada en el mercado mayorista. Un cliente final industrial no regulado pagará, por la energía y potencia consumida, el precio que hubiere pactado en un contrato libre con un comercializador en dicho mercado. Un cliente final regulado, abastecido desde una empresa distribuidora, pagará el precio establecido en el contrato que la distribuidora mantuviere con algún comercializador del mercado mayorista. Respecto del segundo aspecto, y en tanto la etapa de transmisión se considere un factor de producción en la etapa de generación, el precio mayorista (en condiciones de equilibrio competitivo) se entiende incorporando en forma implícita este costo. Las normas del marco regulatorio proveerán los criterios para asignar eficientemente los costos de transmisión a los diversos productores conforme al uso que estos hacen del sistema de transmisión, particularmente de aquellos sistemas de uso compartido por la generación. Finalmente, el costo de distribución (VAD) es directamente adicionado al precio mayorista en el caso de los clientes que se abastecen desde el sistema de distribución correspondiente. Así, el traspaso de costos depende de la característica del cliente. Los clientes no regulados pagan un precio pactado bilateralmente con algún suministrador comercial presente en el mercado mayorista. Se entiende entonces que el precio incorpora todos los costos de comercialización. Si el cliente no regulado se encuentra dentro de una zona de distribución, el precio incorpora el valor agregado de distribución. Si el cliente es regulado, el precio de nudo sólo incorporaba explícitamente la adición del costo de transmisión secundaria. Con la promulgación de la Ley Nº19.940 en 2004, se hacen explícitos los costos de transmisión asociados a la comercialización - es decir, tanto aquellos originados por el uso del sistema troncal, como aquellos originados en el uso de los sistemas de transmisión secundaria que abastecen la zona de localización del cliente- en los precios finales. A partir del año 2004 las distribuidoras comenzaron a tener problemas en la renovación de sus contratos de suministro, debido a las restricciones en las transferencias de gas natural desde Argentina, y a los cambios regulatorios tras el período 1998-1999. Estos dos efectos implicaron importantes riesgos a las empresas generadoras y a las futuras inversiones en generación. Así,

en 2005 la autoridad realizó un cambio regulatorio que se viabilizó por medio de la Ley N° 20.018 de 2005 (Ley Corta II), la cual reemplazó el esquema de precio de nudo vigente hasta ese entonces por un esquema de licitaciones de suministro de largo plazo en el segmento distribución, obligándolas a contratarse a través de licitaciones públicas abiertas, no discriminatorias y transparentes. Las principales características de este mecanismo se presentan a continuación (Rudnick H., 2012): • Las compañías distribuidoras deben tener contratos para asegurar el abastecimiento de la totalidad del consumo esperado en los próximos tres años. • Las compañías distribuidoras deben contratar su energía a través de licitaciones reguladas. • Cada distribuidor declara sus requerimientos de contratación definiendo principalmente el diseño del mecanismo de las licitaciones; la proyección de la demanda; el tipo de contrato; el momento del llamado y las características del bloque licitado. • Las compañías pueden establecer licitaciones coordinadas con el fin de licitar su demanda conjunta al mismo tiempo. • Las compañías pueden licitar contratos hasta 15 años a un precio indexado. • Antes de la licitación, el regulador establece e informa un precio máximo de energía. • Antes de la licitación, el regulador determina el precio de la capacidad. • Los ganadores de la licitación deben ser aquellos que presenten las ofertas de mínimo precio. En la Tabla 4.5 se resumen las licitaciones de suministro en el SIC hasta 2009. Todos estos procesos ya se encuentran en desarrollo, habiendo sido necesario realizar en todos ellos licitaciones adicionales para adjudicar los bloques que no fueron completados en la primera etapa (1.233 GWh/año, 9.032 GWh/año y 900 GWh/año para la primera, segunda y tercera licitación, respectivamente). La Tabla 4.6 detalla los precios medios adjudicados al momento del llamado así como su valor indexado a diciembre de 2010. Se observa que la situación coyuntural del mercado en cada uno de los procesos llevó al organismo regulador a subir el precio máximo de las ofertas. Producto de ello, junto a la dispersión en los precios medios, se ha registrado una alta variablidad en las indexaciones propuestas por cada oferente. La Tabla 4.7 muestra la estructura de indexación junto al valor base de cada una de las variables consideradas en los distintos llamados. La licitación de 2008, realizada en un período de estrechez del sistema, significó el mayor precio de adjudicación así como una indexación favorable a los generadores, los que estaban facultados para escoger la ponderación más adecuada según su estrategia comercial. Los bloques adjudicados en este proceso no dependerán del precio de los combustibles, sino que estarán determinados por el comportamiento del CPI (índice de precios a los consumidores de EE.UU.).

9 Antes de la entrada en vigencia de la Ley Nº 20.018 de 2005, estos procedimientos daban origen a los precios de nudo, aplicables a las ventas de generadoras a distribuidoras. La nueva normativa establece que las compras deben efectuarse mediante licitaciones competitivas, y entrega los procedimientos para que los precios de compra sean traspasados íntegramente a los clientes finales.

58



Tabla 4.5: Licitaciones realizadas en el SIC

Licitación Licitaciones 1 y 1.1

Licitación 1.2

Fecha

Características

GWh/año

Octubre 2006

Energía total licitada

12.869

Energía adjudicada

11.636

Energía no adjudicada

1.233


1.378

Energía adjudicada

1.130

Enero 2007

Energía no adjudicada Licitación 2

Octubre 2007

Licitación 2.1

Marzo 2008

Licitación 3

Enero 2009

Licitación 3.1

Julio 2009

Distribuidoras Chilectra, Chilquinta, Emel, Saesa, CGE.

1

Chilquinta, Emel

248


14.732

Energía adjudicada

5.700


9.032


8.800

Energía adjudicada

1.800


7.000


8.010

Energía adjudicada

7.110


900


850

Energía adjudicada

850


Chilquinta, CGE, Chilectra.

Chilquinta, Chilectra

Chilquinta, CGE, Saesa

CGE

-

Fuente: Rudnick y otros (2012), Licitaciones para el Abastecimiento Eléctrico de Clientes Regulados en Chile. Centro de Estudios Públicos, 2012.

Tabla 4.6: Resultados de las licitaciones efectuadas entre 2006 y 2009

Licitación

Año

Energía adjudicada (GWh/año)

Precio medio adjudicado (US$/MWh)

Precio medio indexado a diciembre de 2010 (US$/MWh)

Año de inicio de suministro

Licitación 1

2006

7.136

52,2

65,1

2010

Licitación 1.1

2006

4.500

53,6

66,6

2010

Licitación 1.2

2007

1.130

54,5

95,7

2010

Licitación 2

2007

5.700

59,8

58,3

2011

Licitación 2.1

2008

1.800

65,8

69,5

2011

Licitación 3

2009

7.110

104,3

124,2

2010

Licitación 3.1

2009

850

99,5

124,5

2010


Considerando el conjunto de los procesos, la indexación promedio de los distintos contratos celebrados se muestra en la Tabla 4.8, donde se refleja el argumento anterior en el precio de la energía a partir de 2012, ponderado en mayor medida por el CPI, y sólo en 25% por el precio de los combustibles.


59


Tabla 4.7: Parámetros de indexación de los contratos adjudicados en cada licitación

CPI Licitación

Carbón Valor base

GNL

% indexación promedio

Valor base

Diésel

Valor base



Valor base

Licitación 1

196,80

54,0%

67,92

27,5%

8,68

8,8%

526,61

9,7%

Licitación 1.1

198,30

64,3%

67,75

27,7%

7,54

8,0%

523,80

-

Licitación 1.2

196,80

-

67,92

100%

8,68

-

526,61

-

Licitación 2

206,69

83,2%

97,75

-

7,31

16,8%

573,36

-

Licitación 2.1

206,69

100%

97,75

-

7,31

-

573,36

-

Licitación 3

216,66

100%

192,99

-

9,53

-

856,04

-

Licitación 3.1

216,66

100%

192,99

-

9,53

-

856,04

-


Tabla 4.8: Indexación promedio de la energía licitada entre 2006 y 2009. Año

Indexación promedio de los contratos 2010-2011

2012

CPI

47%

75%

Carbón

15%

15%

GNL

7%

7%

Diésel

2%

2%

Costo marginal

28%

-


60




5 Generación de Energía Eléctrica El objetivo de esta sección es detallar las alternativas utilizadas actualmente en la generación de energía eléctrica, junto a aquellas en desarrollo en el país y a nivel global. En relación a este último aspecto, se diagnostican las principales barreras de entrada al mercado que enfrentan las nuevas tecnologías y se revisa la legislación vigente que fomenta las Energías Renovables No Convencionales en el país. Junto con ello, se presentan brevemente los principales elementos relacionados con redes inteligentes y generación distribuida, conceptos estrechamente vinculados al desarrollo de la generación no convencional y al uso sustentable de los recursos energéticos disponibles.

Figura 5.1

Rangos de aplicación de turbinas en centrales hidroeléctricas.

1

Finalmente, se presenta una descripción de las principales empresas de generación que operan en Chile, a base de la información pública presentada por medio de sus memorias anuales.

5.1

Generación hidroeléctrica

Este tipo de centrales funciona a base del movimiento del agua, ya sea aprovechando un caudal importante o un desnivel, lo cual provoca el movimiento de ruedas hidráulicas o turbinas. Debido a su origen pluvial o nival, el agua afluente a las centrales presenta un régimen irregular y estocástico a lo largo del tiempo. Ello condiciona la operación, e impide garantizar la generación de energía en períodos determinados.

Fuente: (Brokering, 2008)

Las turbinas pueden ser de varios tipos, según la altura de caída y el caudal de agua utilizado en cada central. Generalmente son instaladas las siguientes (ver Figura 5.1):

en estación. Si éste es mayor a lo necesario, el agua sobrante se pierde por rebalse, situación que puede ser revertida con la construcción de un pequeño embalse.

• Turbinas Pelton: Son utilizadas en saltos grandes y caudales pequeños.

Este tipo de central requiere un caudal suficientemente constante para asegurar una potencia determinada durante el año.

• Turbinas Francis: Se emplean cuando existen saltos más reducidos y un caudal mayor. • Turbinas Kaplan: Su uso es apto cuando el salto es pequeño y el caudal muy grande. Las condiciones adecuadas para instalación de este tipo de centrales no se dan en todos los países, y, donde existen, generalmente se encuentran alejadas de los grandes centros de consumo. Otras características de estas centrales son la facilidad que exhiben para partir y tomar carga, lo que en algunos casos es posible incluso en lapsos del orden de dos minutos. En este sentido, son muy adecuadas para cubrir, a mínimo costo, la demanda durante las horas punta. Su construcción implica una intervención sobre el territorio, producto de la modificación de los cursos naturales y los ecosistemas, junto a la instalación de grandes turbinas y el equipamiento eléctrico requerido en el proceso de generación y transmisión. Este impacto es particularmente considerado en el caso de los embalses, donde se requiere inundar terrenos fértiles y trasladar a la población que vive en el lugar del emplazamiento. Según la forma en la cual se maneja el caudal afluente se dividen en los siguientes tipos:

5.1.1

Centrales hidroeléctricas de pasada

Una central de pasada es aquella en que no hay acumulación apreciable de agua para accionar las turbinas. En una central de este tipo las turbinas deben aceptar el caudal natural del río, con sus variaciones de estación

5.1.2 Centrales hidroeléctricas con embalse de reserva En este tipo de proyectos se represa un volumen considerable de agua, mediante la construcción de uno o más embalses que forman lagos artificiales. Éstos permiten graduar la cantidad de agua que pasa por las turbinas. Del volumen almacenado depende la cantidad que puede pasar por las turbinas. Con embalses de reserva puede producirse energía eléctrica durante períodos prolongados aunque se presente una hidrología seca, lo cual sería imposible con una central de pasada. Según su tamaño, puede hacerse una regulación semanal (por ejemplo Rapel) o incluso anual (El Toro), condicionando la operación del sistema a través del valor estratégico del agua acumulada en distintas hidrologías. Este tipo de generación exige una inversión de capital mayor que en las centrales de pasada, pero en la mayoría de los casos permiten usar toda la energía disponible.

5.1.3 Centrales hidroeléctricas de bombeo Corresponden a un tipo especial de centrales hidroeléctricas que posibilitan un empleo más racional de los recursos hidráulicos del país. Disponen de dos embalses situados a distinto nivel, cuando la demanda de energía eléctrica alcanza su máximo nivel durante el día, las centrales de bombeo funcionan como una central convencional.


61


Al caer el agua almacenada en el embalse superior, se hace caer el rodete de la turbina asociada a un alternador.

Figura 5.2

Proceso de generación de energía eléctrica en una central térmica del tipo turbina a vapor.

Tras ello, el agua queda almacenada en el embalse inferior. Durante las horas del día en que la demanda de energía es menor, el agua es bombeada hacia el embalse superior para continuar el ciclo productivo nuevamente. Para ello, la central dispone de grupos de motores-bomba o, alternativamente, sus turbinas son reversibles, de manera que puedan funcionar como bombas y los alternadores como motores.

5.2

Generación térmica

Una central termoeléctrica es una instalación empleada para la generación de energía eléctrica a partir de la energía liberada en forma de calor, normalmente mediante la combustión de algún combustible fósil como petróleo, gas natural o carbón. El combustible se suministra a la central, pasando a la caldera, en la que se provoca la combustión. Esta última genera el vapor a partir del agua que circula por una extensa red de tubos que tapizan las paredes de la caldera. El vapor es usado para accionar el rotor de la turbina, produciendo energía eléctrica a partir de la energía química del combustible. Por su parte, el vapor es enfriado en un condensador y convertido otra vez en agua, que vuelve a los tubos de la caldera, comenzando un nuevo ciclo. El calor excedente se elimina en torres de refrigeración o se disipa en sistemas de enfriamiento con agua de mar. El funcionamiento de todas las centrales térmicas, o termoeléctricas, es semejante. Las únicas diferencias sustanciales consisten en el distinto tratamiento previo que sufre el combustible antes de ser inyectado en la caldera y el diseño de los quemadores de la misma, que varía según el tipo de combustible empleado. En la Figura 5.2 se muestra el proceso de generación en una central térmica convencional del tipo turbina a vapor.

5.2.1 Centrales de carbón Durante la década pasada la generación mediante carbón se vio considerablemente disminuida debido a la introducción del gas natural a la matriz energética (ver sección 3.4). Sin embargo, luego de los constantes y definitivos cortes del suministro de gas argentino, a partir de 2004, el carbón ha vuelto a ocupar un lugar importante en la generación eléctrica. En efecto, este combustible es particularmente importante en el SING, donde representa aproximadamente la mitad de la capacidad instalada, completando 1933 MW instalados en diciembre de 2011. Por otra parte, en el SIC la generación eléctrica a base de carbón es baja, constituyendo un 10,1% de la capacidad instalada del sistema. Luego de la crisis del gas natural, se optimizó el aprovechamiento de las fuentes hidroeléctricas dejando las centrales a carbón especialmente necesarias en los períodos de sequía, cuando el agua en los embalses alcanza niveles críticos. El carbón puede ser quemado en trozos o pulverizado. Las centrales térmicas de carbón pulverizado constituyen la fuente más usada. Esto consiste en la reducción del carbón a polvo finísimo (menos de 1/10 mm de diámetro) para inyectarlo en la cámara de combustión del generador de vapor por medio de un quemador especial que favorece la mezcla con el aire comburente. Con el uso del carbón pulverizado, la combustión es mejor y más fácilmente

62


(1) Combustión (2) Evaporación

(3) Turbina a vapor y condensación

(4) Generador (5) Transformador

Fuente: Sitio web de AES Gener.

controlada. La pulverización tiene la ventaja adicional que permite el uso de combustible de desperdicio y difícilmente utilizado de otra forma. En éstas, se requiere instalar dispositivos para separar las cenizas producto de la combustión que van hacia el exterior, hay incremento de emisiones efecto invernadero por su combustión, altos costos de inversión, bajo rendimiento y arranque lento. En los últimos años se han desarrollado otros tipos de centrales que tratan de aumentar el rendimiento y reducir las emisiones contaminantes, entre ellas se tienen las de lecho fluido a presión y las de gasificación de carbón Integrada en ciclo combinado (IGCC). • El primer caso consiste en quemar carbón en un lecho de partículas inertes, a través del cual se hace pasar una corriente de aire. Esta soporta el peso de las partículas y las mantiene en suspensión, de modo que da la impresión de que se trata de un líquido en ebullición. Permitiría obtener rendimientos de hasta el 50%, disminuyendo al mismo tiempo la emisión de anhídrido sulfuroso. En la tecnología de lecho fluidizado se inyecta caliza directamente dentro de la caldera para capturar y remover el azufre del combustible como un subproducto seco. La temperatura del gas dentro de la caldera va de los 820°C a los 840°C, lo cual determina su diseño y el arreglo de las superficies de transferencia de calor. Este tipo de calderas puede ser atmosférico o presurizado. • El segundo caso es un proceso que transforma el carbón sólido en un gas sintético compuesto principalmente de CO e hidrógeno (H2). El carbón es gasificado controlando la mezcla de carbón, oxígeno y vapor dentro del gasificador. La potencia media de estas centrales alcanza 300 MW, muy inferior aún a la de una térmica convencional. • Las ventajas medioambientales que ofrecen estas centrales se fundamentan en los bajos valores de emisión de óxidos de azufre y otras partículas. En la actualidad las IGCC alcanzan eficiencias de 45%, una eliminación de 99% de azufre. Dentro de las ventajas que presentan destacan: bajos costos


de combustible, admiten combustible de bajo grado de calidad, presentan un bajo grado de emisiones, alcanzan alto rendimiento. En relación a las desventajas, esta tecnología aún no exhibe una prueba de eficiencia completa y sus costos de inversión son altos. Además, en términos operacionales, las plantas son complejas y las centrales presentan un arranque lento.

Figura 5.3

Proceso de generación de energía eléctrica en una central de ciclo combinado.

1

5.2.2 Centrales de petróleo Los motores diésel constituyen un medio apropiado de generación en sistemas pequeños (por ejemplo el de Aysén y Magallanes). Suelen ser empleados también como grupos de emergencia. Se fabrican en tamaños que van desde algunos kVA hasta los 30 MVA. Estas máquinas se caracterizan por tener una rápida partida (algunos minutos) y por presentar un funcionamiento eficiente en un amplio rango de cargas. Requieren del abastecimiento de aire y combustible, así como de agua para refrigeración.

5.2.3 Centrales de ciclo combinado En este tipo de centrales, la energía del combustible se usa en un proceso de dos etapas. En el primero, se quema el combustible al interior de una cámara de combustión. Los gases de la combustión accionan directamente el rotor de una turbina a gas. Los gases provenientes del escape de la(s) turbina(s) a gas son conducidos a una caldera recuperadora de calor. La caldera alimenta a su vez una máquina convencional a vapor. Luego, el calor es condensado y transformado nuevamente en agua para ser utilizada (Figura 5.3). Con ello se reducen los costos de inversión y se mejora el rendimiento global a cifras superiores al 50%. En la medida que ha aumentado la disponibilidad de gas natural, las centrales de ciclo combinado han adquirido mayor popularidad. Desde el punto de vista medioambiental, presentan los mismos problemas que las centrales térmicas convencionales. Como emplean turbinas a gas, sufren también derrateo por altura (derating).

5.2.4 Biomasa o desechos forestales La biomasa se utiliza, en especial, combinándola con otros procesos industriales (procesos de celulosa por ejemplo), pero una política más activa en su uso posibilitaría la rápida puesta en marcha de varias decenas de MW adicionales de capacidad instalada. Informes del PRIEN y la CNE indican un potencial no inferior a 300 MW con el aprovechamiento de desechos de plantaciones forestales (ver sección 5.4.5).

5.2.5 Petcoke El coke de petróleo es un producto proveniente de la industria de refinación del petróleo, tiene un alto valor calorífico, un bajo contenido de productos volátiles y generalmente tiene contenidos de azufre y nitrógeno más elevados que los combustibles tradicionales. El poder calorífico del petcoke ronda las 7.700 kcal/kg. Las centrales de petcoke operan en una disposición tecnológica similar a la del carbón, con la diferencia de que el vapor producido también puede ser utilizado para el proceso industrial de refinación de petróleo crudo, lo que reduce los costos de producción de electricidad.

5.2.6 Turbinas a gas Estas unidades son las que presentan una menor inversión (del orden de US$300 a US$700 por kW). En ellas, los gases calientes de la combustión mueven directamente la turbina, sin pasar a través del calentamiento de agua. Su operación es menos económica que la de las centrales a vapor, pero tienen la gran ventaja de partir y tomar carga rápidamente, lo que las hace muy aptas para servir las puntas de la demanda. Desde el punto de vista medioambiental, presentan los mismos problemas que las centrales

(1) Combustión (2) (3b) G eneración de electricidad a través del primer y segundo ciclo, respectivamente

(1b) Transformación de agua en vapor (2b) Turbina segundo ciclo (3) (4b) Transformador

Fuente: Sitio web de AES Gener.

térmicas convencionales. Es importante destacar que, por el hecho de emplear un compresor de aire, sufren un fuerte derrateo por altura, perdiendo aproximadamente 1% de potencia por cada 100 metros sobre el nivel del mar.

5.3

Fuentes de Energía Primaria

Como se detalló en la sección 3.4, Chile es altamente dependiente de la importación de los energéticos que consume. En el año 2010, el país importó el 65% de su consumo bruto de energía primaria, siendo el energético de mayor relevancia el petróleo crudo. La producción nacional de este combustible alcanzó 252 millones de m3, la cual provino en su totalidad de pozos ubicados en tierra firme y costa afuera en la Región de Magallanes, que cuenta con reservas de aproximadamente 30 millones de barriles. En cuanto al gas natural, Chile importó durante el mismo año un 68% de su consumo primario. La producción nacional alcanzó 1.948 millones de m3, concentrándose en la Región de Magallanes, donde existen reservas estimadas de 45.000 millones de metros cúbicos. En carbón, las importaciones proveen el 89% del consumo primario. La producción del país se origina en minas localizadas en las Regiones del Biobío, de la Araucanía y de Magallanes, que cuentan en conjunto con reservas estimadas de 155 MMt. La producción local bruta se estimó en 341 mil toneladas durante 2010. En cuanto a recursos hídricos, el país cuenta con centrales hidroeléctricas (de pasada o de embalse) a lo largo de todo el territorio, excepto en la Región de Antofagasta y Región de Magallanes. El total de recursos hídricos del país es de aproximadamente 24.000 MW, de los cuales se encuentran instalados 5.376 MW en el SIC, SING y sistema de Aysén. Durante 2010, la producción bruta alcanzó 22.259 GWh. El recurso leña se encuentra disponible desde la Región de Coquimbo hasta la Región de Magallanes. Por su carácter renovable, se espera que los


63


niveles de consumo se mantengan, al menos en el mediano plazo. Durante 2010, la biomasa (leña y otros) aportó una producción de 13,6 millones de toneladas. En biogás, actualmente éste sólo se extrae de los vertederos de la Región Metropolitana, donde se explotan volúmenes pequeños, del orden de 15 millones de m3 en 2010, pero que no son significativos dentro de la matriz primaria.

Figura 5.4 4,500

Volúmenes almacenados en los embalses del SIC entre 1994 y 2012.

Volúmenes

4,000 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500

Como se mostró en las secciones anteriores, la hidroelectricidad ha sido un componente clave en el desarrollo del sector eléctrico nacional. Este recurso, esencialmente de carácter renovable, presenta una variabilidad propia de los fenómenos climáticos que posibilitan su disponibilidad. En las Figuras 5.5 a 5.12 se muestra la evolución de cotas de algunos embalses del SIC en los últimos dos años. En el caso de 2012, se muestra su trayectoria hasta el 30 de junio. El análisis de la evolución de las cotas de los embalses confirma el escenario de vulnerabilidad desde el punto de vista de abastecimiento energético que presenta el sistema. En la Figura 5.4 se muestra la energía embalsada desde el año 1994, donde se aprecia el efecto de las dos sequías a fines de la década de 1990, junto a la sufrida en 2008. En los últimos años, se ha observado un deterioro sostenido de la evolución de las cotas de los embalses. En particular, durante 2011, las dos principales acumulaciones de agua del país, La Invernada y el Lago Laja, han mantenido niveles por debajo de los años anteriores, lo cual, junto con las restricciones en la capacidad de transmisión en la zona central, influyeron en la firma del decreto de racionamiento preventivo en febrero de ese año. De igual forma, la trayectoria de la energía embalsada se relaciona con el volumen de agua embalsada mostrado en la Figura 5.13.

5.3.2 Hidrocarburos La Empresa Nacional del Petróleo (Enap) fue creada el 19 de junio de 1950, a través de la

64


500 0 1/1/94 1/1/95 1/1/96 1/1/97 1/1/98 1/1/99 1/1/00 1/1/01 1/1/02 1/1/03 1/1/04 1/1/05 1/1/06 1/1/07 1/1/08 1/1/09 1/1/10 1/1/11 1/1/12

Lago Chapo

Laguna La Invernada

Lago Laja

Embalse Colbún

Embalse Rapel

Embalse Ralco

Embalse Melado

Embalse Pangue

Fuente: Cotas y Volúmenes de Embalses 2004-2012. CNE. Figura 5.5

Evolución de la cota del Lago Chapo entre 2010 y 2012.

Cota (m.s.n.m.)

236

Evolución de la cota en Lago Chapo

234 232 230 228 226 224 222 220 218 216 1-ene 11-ene 21-ene 31-ene 10-feb 20-feb 2-mar 12-mar 22-mar 1-abr 11-abr 21-abr 1-may 11-may 21-may 31-may 10-jun 20-jun 30-jun 10-jul 20-jul 30-jul 9-ago 19-ago 29-ago 8-sep 18-sep 28-sep 8-oct 18-oct 28-oct 7-nov 17-nov 27-nov 7-dic 17-dic 27-dic

5.3.1 Hidroelectricidad

1,000

2012

2010

2011


Evolución de la cota de la Laguna La Invernada entre 2010 y 2012.

Cota (m.s.n.m.)

Evolución de la cota en Laguna La Invernada

1.330 1.320 1.310 1.300 1.290 1.280 1.270 1.260

1-ene 11-ene 21-ene 31-ene 10-feb 20-feb 2-mar 12-mar 22-mar 1-abr 11-abr 21-abr 1-may 11-may 21-may 31-may 10-jun 20-jun 30-jun 10-jul 20-jul 30-jul 9-ago 19-ago 29-ago 8-sep 18-sep 28-sep 8-oct 18-oct 28-oct 7-nov 17-nov 27-nov 7-dic 17-dic 27-dic

Dentro de las fuentes renovables más abundantes, se ha determinado el potencial de la energía solar en la zona norte del país, Región de Tarapacá y Región de Atacama. Por otra parte, la energía eólica posee un potencial disponible en Chile a lo largo de todo el territorio, específicamente en las zonas costeras (Universidad de Chile, 2009). A partir de 2008, la energía eólica se incorporó a la matriz primaria de energía, con una participación en torno al 0,03% de la producción bruta total.

2012

2010

Fuente: Cotas y Volúmenes de Embalses 2004-2012. CNE.

2011


promulgación de la Ley N°9.618. Es propiedad del Estado, operando como empresa comercial, con un régimen jurídico de derecho público y se administra en forma autónoma. Para ello cuenta con patrimonio y personalidad jurídica propios y se relaciona con el Gobierno a través del Ministerio de Energía y del Ministerio de Hacienda, con éste último para efectos del presupuesto.

Figura 5.7

Evolución de la cota del Lago Laja entre 2010 y 2012.

Cota (m.s.n.m.) 1.340

Evolución de la cota en Lago Laja

1.335 1.330

1

1.325 1.320

De acuerdo a la política económica del país, en este sector existe libertad para refinar, importar y distribuir hidrocarburos y subproductos de hidrocarburos. Cabe hacer notar que actualmente Chile es importador neto de hidrocarburos (ver Figura 3.5), requiriendo un 68% de su consumo desde el exterior en 2008 y un 60% en 2009. El giro principal de Enap es la exploración, producción y comercialización de hidrocarburos y sus derivados. Por lo tanto, desarrolla actividades en toda la cadena de valor de la industria petrolera, incluyendo la petroquímica. También vende combustibles en el mercado minorista, en Perú y Ecuador, a través de la Coligada Primax.

1.310 1.305


1.300

2012

2010

2011


Evolución de la cota del Embalse Colbún entre 2010 y 2012.

Cota (m.s.n.m.) 440

Evolución de la cota en Embalse Colbún

430 420 410 400 390 380 370 1-ene 11-ene 21-ene 31-ene 10-feb 20-feb 2-mar 12-mar 22-mar 1-abr 11-abr 21-abr 1-may 11-may 21-may 31-may 10-jun 20-jun 30-jun 10-jul 20-jul 30-jul 9-ago 19-ago 29-ago 8-sep 18-sep 28-sep 8-oct 18-oct 28-oct 7-nov 17-nov 27-nov 7-dic 17-dic 27-dic

En relación a los hidrocarburos, la Constitución Política de Chile establece que “el Estado tiene el dominio absoluto, exclusivo, inalienable e imprescriptible de”, entre otros, “los depósitos de carbón e hidrocarburos y las demás sustancias fósiles”. En particular señala que las sustancias contenidas en los depósitos de hidrocarburos no es objeto de concesión, de exploración y/o explotación, y, por lo tanto, dichas actividades “podrán ejecutarse directamente por el Estado o por sus empresas, o por medio de concesiones administrativas o de contratos especiales de operación, con los requisitos y bajo las condiciones que el Presidente de la República fije, para cada caso, por decreto supremo”. En este marco, el Estado de Chile ha adoptado la política de fomentar los Contratos Especiales de Operación Petrolera (CEOP), por medio de los cuales cualquier inversionista puede explorar y explotar hidrocarburos.

1.315

2012

2010

2011


Evolución de la cota del Embalse Rapel entre 2010 y 2012.

Cota (m.s.n.m.) 106

Evolución de la cota en Embalse Rapel

105 104 130 102 101 100 99 98 1-ene 11-ene 21-ene 31-ene 10-feb 20-feb 2-mar 12-mar 22-mar 1-abr 11-abr 21-abr 1-may 11-may 21-may 31-may 10-jun 20-jun 30-jun 10-jul 20-jul 30-jul 9-ago 19-ago 29-ago 8-sep 18-sep 28-sep 8-oct 18-oct 28-oct 7-nov 17-nov 27-nov 7-dic 17-dic 27-dic

La administración superior de Enap radica en un Directorio compuesto por ocho miembros, encabezado por el Ministro de Minería y Energía, quien ocupa la Presidencia de éste. La Vicepresidencia es ejercida por el Vicepresidente Ejecutivo de la Corporación de Fomento de la Producción (CORFO), entidad que designa a tres Directores. Los otros tres miembros del Directorio representan a las siguientes entidades privadas: Sociedad de Fomento Fabril, Sociedad Nacional de Minería y el Instituto de Ingenieros de Minas de Chile.

2012

2010

2011



65


Enap realiza sus actividades productivas a través de dos Líneas de Negocios: Exploración y Producción (E&P), y Refinación. La primera gestiona los activos de exploración y producción de hidrocarburos, incluyendo los prospectos de geotermia; y la segunda los de refinación.

Cota (m.s.n.m.)

720 710 700 690 680


670

2012

La filial Enap Refinerías S.A. compra y refina crudo en las Refinerías Aconcagua (comuna de Concón) y Biobío (comuna de Hualpén). A esta filial pertenece también la sociedad MANU, establecida en Perú para importar combustibles desde Chile y venderlos en ese país y en Ecuador, a través de la red de estaciones de servicio de la coligada Primax. Además, la Línea de Refinación tiene a cargo los activos de refinación en Magallanes, dentro de los cuales destacan la Refinería Gregorio y las plantas de procesamiento de gas en el complejo de Cabo Negro, ubicado 23 kilómetros al norte de Punta Arenas.

2010

2011


Evolución de la cota del Embalse Melado entre 2010 y 2012.

Figura 5.11

Evolución de la cota en Embalse Melado

Cota (m.s.n.m.) 650 648 646 644 642 640

La filial Enap Sipetrol S.A. realiza fuera del territorio nacional una o más de las actividades de exploración, explotación o beneficio de yacimientos que contengan hidrocarburos.

638

27-dic

7-dic

17-dic

27-dic

27-nov

7-nov

17-nov

28-oct

8-oct

18-oct

28-sep

8-sep

18-sep

29-ago

19-ago

30-jul

20-jul

10-jul

30-jun

9-ago

20112012

2010 2012

17-dic

2012

20-jun

10-jun

21-may

1-may

11-may

21-abr

1-abr

11-abr

2-mar

22-mar

20-feb

12-mar

10-feb

31-ene

21-ene

1-ene

11-ene

636

Enap Sipetrol S.A. posee sucursales en Ecuador y Venezuela (esta última sin actividad económica), y filiales en Argentina, Inglaterra, Ecuador, Uruguay, además de sus negocios conjuntos. Enap Sipetrol (UK) Limited (Reino Unido) se encuentra en proceso de cierre de sus operaciones, el cual se espera concluir en el transcurso del año 2012.

2012


Evolución de la cota del Embalse Pangue entre 2010 y 2012. Evolución de la cota en Embalse Pangue

Cota (m.s.n.m.) 511

Las filiales Enap Refinerías S.A. y Enap Sipetrol S.A. son sociedades anónimas cerradas, inscritas voluntariamente en el Registro Especial de Entidades Informantes de la Superintendencia de Valores y Seguros, bajo los números 95 y 187, respectivamente.

510 509 508 507 506 505 504


2012

2012 2012

2012 2010


2012 2011

7-dic

27-nov

17-nov

7-nov

28-oct

18-oct

8-oct

28-sep

18-sep

8-sep

29-ago

19-ago

9-ago

30-jul

20-jul

10-jul

30-jun

20-jun

10-jun

21-may

11-may

1-may

21-abr

1-abr

11-abr

22-mar

12-mar

2-mar

20-feb

10-feb

31-ene

21-ene

1-ene

2012

11-ene

503

En términos generales, los precios se rigen por los mercados internacionales a través de la paridad

66

Evolución de la cota en Embalse Ralco

730

A la Línea de E&P pertenece la filial Enap Sipetrol S.A.; mientras que la Línea de Refinación controla la filial Enap Refinerías S.A. Enap Sipetrol S.A. realiza actividades de exploración y producción en América Latina (Argentina y Ecuador), y en el Medio Oriente y Norte de África (Egipto). A través de la Línea de E&P, Enap explota los yacimientos de hidrocarburos ubicados en la Región de Magallanes, en Chile.

La filial Petro Servicio Corp. S.A. se encuentra en proceso de cierre de sus operaciones, el cual se espera concluir en el transcurso del año 2012. Grupo ENAP tiene un 100% de participación en el capital social.

Evolución de la cota del Embalse Ralco entre 2010 y 2012.

Figura 5.10

2012


de importación, a excepción del gas natural. En este caso, su precio está dado por los precios de las cuencas productoras de Argentina y de Chile, y son reflejados en los contratos de largo plazo libremente pactados. Es importante destacar que las empresas involucradas deben cumplir con los estándares de calidad de los productos o servicios que suministran de acuerdo al marco normativo vigente.

Figura 5.13

Evolución de generación hidroeléctrica [GWh] y porcentaje de participación en la generación total nacional.

Generación anual (GWh)

Porcentaje (%)

30.000

80 70

25.000

1

60

20.000

50

15.000

40

El día 17 de marzo de 2011 se publicó la Ley 30 10.000 Nº20.505 que estableció un nuevo sistema de 20 protección al contribuyente que enfrenta variacio5.000 nes en los precios internacionales de los combus10 tibles derivados del petróleo. El nuevo mecanismo 0 0 llamado Sistema de Protección de Precios de 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Combustibles (SIPCO) reemplazó a los anteriores Total Generación Hidro Porcentaje FEPP (creado en 1991) y FEPCO (incorporado a partir de 2005). El Sipco establece un compoFuente: Generación Bruta SIC-SING. CNE. nente variable al actual Impuesto Específico a los 3 Combustibles (1,5 UTM/m en el caso del diésel Producción internacional y nacional y 6 UTM/m3 para las gasolinas). Esto permite que el impuesto específico El volumen de petróleo producido por Enap en el exterior fue de 9,2 millones baje cuando el precio internacional de los combustibles supere el extremo de barriles durante el año 2011, cifra que representa una leve disminución superior de la banda de precios definida, y operará a la inversa cuando de 6% respecto del año anterior. En términos globales, la producción total éstos caigan fuertemente. Este mecanismo restablece un ancho de banda de petróleo alcanzó 10,06 millones de barriles durante 2011, lo que significó de ±12,5% (el mismo que rigió en Chile entre 1991 y 2005) sobre el precio una reducción de 6,2% en relación a 2010. de paridad del petróleo en Chile, que fijan semanalmente el Ministerio de Energía y la CNE. El objetivo buscado es traspasar en forma gradual la Esta baja se explica por el efecto combinado de menor producción por la volatilidad de los precios a los consumidores, evitando las alzas transitorias declinación natural de los yacimientos; menor producción por días de paraliy amortiguando las permanentes, sin que el mecanismo se transforme en un zación de actividades por conflictos gremiales y la detención parcial de la plasubsidio. Algunas de sus características son: taforma AM-2 (Argentina); menor producción en Ecuador, por retraso en el inicio de la campaña de perforación del bloque MDC; y mayor producción en • No depende de un fondo, sino que actúa modificando el impuesto especíEgipto, por la puesta en marcha de los descubrimientos en East Ras Qattara. fico a los combustibles. • Se focaliza en los usuarios de menor tamaño. • Implica un costo para el Estado considerablemente mayor que el incurrido por medio del FEPP y FEPCO. Cabe señalar que el Ejecutivo planea reemplazar el SIPCO por un nuevo mecanismo llamado SEPCO (Seguro de Protección ante Variaciones en los Precios de los Combustibles), que también usará una banda de ±12,5% en torno al precio de referencia. Cuando el precio sea muy alto, se bajará el precio de los combustibles utilizando instrumentos financieros conocidos como opciones: opciones de compra u opciones de venta, los cuales en la práctica actúan como seguros frente a cambios en los precios. A continuación se describen las características de Exploración y Explotación, Cadena de Suministro e Infraestructura del Sector de los hidrocarburos actualizados al año 2011. Para detallar los aspectos concernientes al petróleo y al gas natural se usaron como referencia los reportes publicados en (Enap, 2010), en cuanto al carbón la información se basa en (Enacar, 2009).

El suministro nacional se circunscribe sólo a la zona de Magallanes (Punta Arenas, Puerto Natales y Porvenir). Los yacimientos petrolíferos están concentrados en tres zonas denominadas “Distritos”: Continente, Isla Tierra del Fuego y Costa Afuera. Actualmente la mayor producción de petróleo crudo proviene de los yacimientos Costa Afuera, desarrollados a partir de los años 1980. La producción nacional en la Región de Magallanes alcanzó 833.592 barriles en 2011, cifra inferior en 7,9% respecto del volumen producido en 2010, pero superior a lo programado para 2011. La disminución en la producción se explica, principalmente, por la declinación natural de los yacimientos de la zona. La tabla 5.1 resume la producción de Enap y sus filiales a nivel nacional e internacional para los años 2010 y 2011.

5.3.2.1 Petróleo En la actualidad el sector hidrocarburos líquidos, en las fases de exploración y explotación de petróleo, refinación, servicios de almacenamiento y transporte de productos, se encuentra constituido por Enap y sus filiales.


67


Exploración de petróleo en Chile Durante el año, continuaron las actividades exploratorias en la Región de Magallanes, bajo la modalidad de Contrato Especial de Operación Petrolera (CEOP), donde ENAP participa con otras compañías extranjeras en un 50%: bloque Coirón, operado por Pan American Energy; bloque Caupolicán, operado por Greymouth; y el bloque Lenga, a cargo de Apache. En septiembre de 2011, ENAP junto con las empresas Geopark, YPF y Wintershall, presentaron solicitudes de Contratos Especiales de Operación Petrolera al Ministerio de Energía, con el fin de intensificar estos esfuerzos de incremento de reservas y producción en la Región de Magallanes, en cinco áreas ubicadas en la isla de Tierra del Fuego: bloque Isla Norte, bloque Campanario, bloque Flamenco, bloque San Sebastián y bloque Marazzi-Lago Mercedes. Esto representa la culminación de un proceso que se había iniciado en diciembre de 2010. La suscripción de los cinco CEOP con el Estado de Chile comprometerá inversiones de al menos US$145 millones para los próximos tres años. Refinación En 2011 las refinerías de Enap, Aconcagua en la Región de Valparaíso, Biobío en la Región del Biobío y Gregorio en Región de Magallanes, procesaron un total de 11,2 millones de m3 de crudos y de cargas complementarias. De este total destacan las gasolinas, con 27%, y el diésel, con 34%. El rendimiento volumétrico del período fue 95%. Sin contar las cargas complementarias, en 2011, las Refinerías Aconcagua, Biobío y Gregorio procesaron 10 millones de m3 de crudo, provenientes principalmente de Sudamérica (90%) y Europa. Las compras de petróleo crudo se realizaron en parte mediante contratos con compañías internacionales y compañías estatales, pero principalmente mediante compras en el mercado spot. La tabla 5.2 describe la refinación de Enap para 2010, mientras que la Figura 5.14 clasifica el crudo importado por origen. En las Refinerías Aconcagua y Biobío, la tasa de utilización promedio de ambas fue de 76,4%, y la disponibilidad operativa alcanzó al 94%, cifras inferiores a las registradas en 2010. Este nivel de utilización es consistente con la política operacional de maximizar el margen, dado el actual escenario internacional del negocio de la Refinación, lo que en períodos de márgenes estrechos no necesariamente implica aumentar el volumen de refinación, sino, por el contrario, disminuir carga. Los productos procesados y la obtención neta de refinados, en refinerías, son los que se indican en la tabla 5.3. La capacidad de refinación de las tres refinerías pertenecientes a la Línea de Negocios de R&L de Enap, refinerías Aconcagua y Biobío y la Refinería Gregorio, asciende a 36.000 m3 diarios, lo que equivale a 13 millones de m3 de combustibles al año. Las más importantes, Aconcagua tiene capacidad instalada para procesar (destilar) 104.000 barriles/día de petróleo crudo y Biobío 116.000 barriles/día. Infraestructura del sector Tanto la explotación como la refinación de petróleo requieren de una serie de obras complementarias, que permiten que el producto pueda llegar a su Se llama así porque puede transportar diversos combustibles derivados del petróleo.

1

68


Tabla 5.1: Producción de petróleo Enap y filiales 2010-2011. País Argentina Ecuador Egipto E&P Internacional Magallanes (Chile) E&P Nacional Total E&P

Petróleo1 [MBbls] 2010

2011

3.587,0 4.968,9 1.258,7 9.814,6 905,1 905,1 10.719,7

Variación (%)

3.237,6 4.556,8 1.427,9 9.222,4 833,6 833,6 10.056,0

-9,7% -8,3% 13,4% -6,0% -7,9% -7,9% -6,2%

(1) Miles de barriles

Tabla 5.2: Volumen de crudo procesado en 2011 por Enap. Crudos Livianos Intermedios Pesados Cargas Complementarias Total

Total Mm3

%

1.225 3.553 5.247

10% 30% 45%

1.721

15%

11.187

100

Fuente: Memoria anual Enap.

Tabla 5.3: Producción en Refinerías de Enap en 2011. Memoria anual Enap. Productos

Total Mm

Gas Licuado Gasolinas Kerosenes Diésel Petróleo combustible Productos industriales y otros Total

3

%

1.197 3.014 793 3.767 1.389

11% 27% 7% 34% 12%

998

9%

11.158

100

destino. Esta infraestructura está constituida por plantas de almacenamiento, terminales marítimos y oleoductos de conexión. Para transportar los hidrocarburos utiliza una red de alrededor de 4.000 kilómetros de oleoductos y gasoductos. La filial Enap Refinerías es propietaria del oleoducto que se extiende entre la Refinería Biobío, en Hualpén, y la ciudad de San Fernando. Desde este punto el oleoducto de Enap se conecta con otro de la empresa Sonacol, que se extiende hasta Maipú, en la Región Metropolitana. Enap es accionista de Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. (Sonacol), que también es propietaria del poliducto1 que se extiende entre Refinería Aconcagua y la planta de almacenamiento en Maipú. Enap también participa en la sociedad Oleoducto Trasandino Estenssoro-Pedrals, que conecta los yacimientos argentinos de petróleo ubicados en la provincia de Neuquén con Refinería Biobío.


Figura 5.14

Proveedores de crudo en las refinerías durante 2011.

8% Europa

2% Nacional

ventas en aquellos mercados en que la Empresa es más competitiva. Así, las exportaciones bajaron 164.000 metros cúbicos y las ventas a la zona norte del país disminuyeron en 632.000 metros cúbicos, mientras que las ventas en la zona sur aumentaron en 307.000 metros cúbicos. Aunque el canal principal de las ventas continúa siendo el de las ventas a distribuidores mayoristas de combustibles, como parte de la misma política antes mencionada, las ventas directas de combustibles a clientes finales aumentaron de 42.000 metros cúbicos en 2010 a 387.000 metros cúbicos en 2011.

1

ENAP vendió 12,02 millones de metros cúbicos en el mercado nacional, alcanzando una participación de mercado de 65,5%. El 34,5% restante del consumo nacional fue abastecido mediante importaciones directas de las compañías distribuidoras privadas de refinerías de petróleo en el exterior.

90% Sudamérica Fuente: Memoria anual Enap.

Enap cuenta con plantas de almacenamiento en las comunas de Maipú, San Fernando y Linares, y tiene capacidad de almacenamiento para 316.000 m3. De esta cifra, 256.000 corresponden a combustibles líquidos (gasolinas, diésel y kerosenes) y 60.000 a gas licuado de petróleo. La Línea de Negocios R&L de Enap opera cinco terminales marítimos, a través de los cuales realiza sus importaciones y exportaciones de crudo y productos: en Quintero (Región de Valparaíso), San Vicente (Región de Biobío) y Cabo Negro, Gregorio y Clarencia (Región de Magallanes y la Antártica Chilena). Estos terminales tienen una capacidad de almacenamiento total del orden de 1.000.000 m3 de crudos. Además, opera el Terminal Vinapu, en Isla de Pascua, cuya misión es abastecer con combustibles este territorio insular chileno con una capacidad de almacenamiento de 4.800 m3. Participación en el mercado Las ventas físicas totales de productos refinados del petróleo de ENAP en 2011 fueron de 12,58 millones de metros cúbicos (216.700 bpd), bajando 6,8% en relación a los 13,49 millones de metros cúbicos vendidos en 2010. Del total, 12,02 millones de metros cúbicos (207.100 bpd) fueron ventas al mercado nacional y restante 0,56 millón de metros cúbicos (9.600 bpd) correspondió a exportaciones. En 2011, bajaron tanto las ventas al mercado nacional como las exportaciones, como consecuencia de la política de concentrar los esfuerzos de

Las ventas al mercado nacional de ENAP se distribuyeron como sigue: 5,15 millones de metros cúbicos de diésel, con una participación de mercado de 57,6%; 3,05 millones de metros cúbicos de gasolina, con una participación de mercado de 83,1%; 1,44 millón de metros cúbicos de fuel oil, con una participación de mercado de 77,0%; 1,17 millón de metros cúbicos de GLP, con una participación de mercado de 56,0%; 791.000 metros cúbicos de kerosene, con una participación de mercado de 66,4%; y 0,42 millón de metros cúbicos de productos industriales, con una participación de mercado de 72,2%. En cuanto a las exportaciones de ENAP, éstas totalizaron 558.000 metros cúbicos en 2011. La distribución por productos fue la siguiente: 282.000 metros cúbicos de diésel (51% del total); 123.000 metros cúbicos de gasolina (22%); 74.000 metros cúbicos de fuel oil (13%); y 79.000 metros cúbicos de productos industriales (14%). Distribución y comercialización En 1978 comenzó la liberación de la distribución de combustibles, la que fue completada en 1982 con la liberación de precios. En 1979, a partir de la derogación del decreto N°20 de 1964, se inicia la apertura del mercado de combustibles líquidos con la entrada de nuevas compañías. La comercialización de los productos refinados por Enap Refinerías S.A. se canaliza a través de las compañías distribuidoras mayoristas de combustibles y otros derivados. La Filial Enap Refinerías S.A. mantiene contratos de

Tabla 5.4: Ventas físicas, participación de mercado y exportaciones de Enap en 2011. Participación de mercado de ENAP (Cifras en Mm3). Productos GLP Gasolina vehicular Kerosene Diesel Petróleo combustible Productos industriales y otros (*) Total

Ventas nacionales 1.171 3.046 791 5.151 1.435 423 12.017

Consumo nacional 2.090 3.667 1.192 8.936 1.864 586 18.335

Participación de mercado 56,0% 83,1% 66,4% 57,6% 77,0% 72,2% 65,5%

Ventas de importación 5 129 1.385 84 1.603

Exportaciones 123 282 74 79 558

(*) Incluye propileno, etileno, naftas, solventes y asfalto, entre otros. Fuente: Memoria Anual Enap.


69


abastecimiento con sus principales clientes, asegurando de esta manera el adecuado abastecimiento de combustibles a lo largo del país.

Los principales clientes del Grupo ENAP a nivel nacional son Copec, Petrobras, Terpel, Shell, Lipigas, Abastible y Methanex.

Junto con lo anterior, en el año 2011 Enap Refinerías S.A. continuó vendiendo parte de su producción en los mercados regionales, particularmente en Perú, Ecuador y Centroamérica.

A continuación, el diagrama resume la cadena de producción, refinación y distribución del petróleo y sus productos derivados en Chile, actualizado al año 2010.

Figura 5.15

Cadena de producción, refinación y distribución del petróleo y sus productos derivados en Chile, año 2011 (valores aproximados).

Exploración Producción Producción Internacional de petróleo de Enap (Ecuador, Argentina, Egipto): 9.222.000 barriles

Producción Nacional de petróleo de ENAP (Magallanes): 834.000 barriles

El 98% del crudo procesado es importado. Un 90% desde Sudamérica (Brasil, Colombia, Ecuador, Argentina), 8% Europa (RU)

En las refinerías de Enap se procesan: 10.025.000 m3 de crudo 1.721.000 m3 de cargas complementarias

Refinación Logística Producción Nacional de productos refinados: 11.158.000 m3. Donde un 34% es diésel, 27% gasolinas, 12% petróleo combustible, 11% gas licuado, 7% kerosene, 9% productos industriales y otros.

Además se importan: 1.603.000 m3 de productos refinados. Principalmente de EE.UU., Canadá, Golfo de México y Corea

Se destinan a la venta: 12.772.000 m3 de productos refinados.

Se exportan 558.000 m3 de productos refinados

Se distribuyen al mercado nacional: 12.017.000 m3 de productos refinados

Diésel 5.150.000 m3

Bencineras

Gasolina 3.050.000 m3

Transporte público

Fuel Oil 1.440.000 m3

GLP 1.170.000 m3

Industria

Kerosene 791.000 m3

Minería

Consumo productos refinados total nacional: 18.335.000 m3.

Fuente: Enap. Elaboración propia.

70


Productos Industriales 420.000 m3

Construcción


Tabla 5.5: Producción de gas natural de Enap 2010 y 2011.

5.3.2.2 Gas Natural

Producción nacional e internacional El gas natural proviene mayoritariamente de la cuenca de Neuquén (al igual que el petróleo). La producción de gas natural de ENAP en el extranjero alcanzó 153 millones de metros cúbicos (898.865 barriles equivalentes), con una caída de 48,8% respecto a 2010. Esta disminución se explica por la detención de la plataforma AM-2, siniestrada en septiembre de 2010 en Argentina y reparada en noviembre de 2011, y por la declinación natural de los pozos. En tanto, la producción de gas natural en Chile (Magallanes) alcanzó los 1.052 millones de metros cúbicos estándar (6,2 millones de barriles equivalentes), lo que representa una producción menor en 23% respecto del año anterior. Esta menor producción estuvo asociada, principalmente, a la declinación natural de los yacimientos y al menor aporte de los proyectos exploratorios respecto de lo esperado. Desde 1996 empiezan las importaciones de gas natural desde Argentina. Sin embargo, a partir del invierno del año 2004 se empiezan a observar las primeras restricciones en el suministro hacia Chile, a causa de los mayores requerimientos internos para paliar las condiciones climáticas adversas. Estas restricciones se han prolongado hasta hoy, como se detalla en la Figura 5.16. Se observa la evolución creciente de estas restricciones entre 2004 y 2009, donde los valores del eje vertical expresan el nivel de severidad del recorte, desde cero (suministro normal) a 100% (interrupción total de suministro). Exploración Al igual que en el caso del petróleo, la actividad de exploración y producción nacional se desarrolló particularmente en la Región de Magallanes. En el bloque Dorado-Riquelme, operado en conjunto a Methanex por medio de un CEOP firmado entre ambos socios y el Estado en mayo de 2009, se tiene por objetivo explorar gas y desarrollar las reservas comerciales que se encuentren para asegurar el cumplimiento de las entregas de gas demandado por las ciudades de la zona y contribuir a satisfacer la demanda de gas de la planta Methanex.

Gas1 [Mboe]

País

2010

Argentina

2011

Variación (%)

1.754,4

898,9

-48,8%

Ecuador

-

-

-

Egipto

-

-

-

E&P Internacional

1.754,4

898,9

-48,8%

Magallanes (Chile)

8.038,5

6.192,0

-23,0%

E&P Nacional

8.038,5

6.192,0

-23,0%

Total E&P

9.792,9

7.090,9

-27,6%

1

( )Miles de barriles equivalentes Fuente: Memoria Anual 2011. 1

Infraestructura Desde 1961 Enap ha construido más de 1.400 km de gasoductos en la Región de Magallanes, la gran mayoría asociada a la explotación de gas natural de los yacimientos de la zona y su procesamiento en las plantas de Cullen y Posesión. Además, actualmente participa de las acciones de los gasoductos Electrogas, Gas del Pacífico e Innergy Transportes.

Zona Magallanes El empleo de gas natural como nueva alternativa energética en Chile se remonta a principios de los años 1970, cuando Enap comenzó a distribuir el combustible en la Región de Magallanes para cumplir el requerimiento residencial y termoeléctrico de Punta Arenas con el gasoducto nacional Posesión - Cabo Negro. En 1995 Chile y Argentina suscribieron el Protocolo de Integración Gasífera, luego que Argentina desregulara y privatizara el sector energético, permitiendo la introducción del gas natural a Chile.

Durante 2011, se realizaron las actividades de perforación de 15 pozos, de los cuales 9 fueron de exploración pura, y los 6 pozos restantes fueron de desarrollo de descubriFigura 5.16 Evolución de recortes de suministro de gas natural desde Argentina. mientos anteriores. De esta campaña de perforación, un pozo exploratorio resultó ser productor de gas; 8 pozos se encuentran pendiente de clasificación, a la espera de las pruebas técnicas correspondientes; y los 6 pozos restantes resultaron secos.

Restricciones de Gas desde Argentina (en % respecto de requerimientos normales)

100% 90% 2004

El bloque Arenal, por su parte, continuó con la campaña exploratoria en el bloque durante 2011, con la perforación de 8 nuevos pozos de exploración. Los resultados obtenidos reflejan una tasa de éxito de 83%, con 5 pozos productores (Teno 1, Punta Baja Sur, Tinguiririca 1, Chañarcillo Sur 1 y Madrugada 3), dos pozos por evaluar y un abandono.

2006

70% 60%

En el bloque Intracampos, propiedad completa de ENAP, durante 2011 se perforó un pozo exploratorio, Fortuna-1, el que está en evaluación.

2005

80%

2007

2008

2009

50% 40% 30% 20% 10% 0% 04 05 005 005 005 006 006 006 006 007 007 007 007 008 008 008 008 009 009 009 04 04 004 /2 /2 /2 /2 /20 /20 /20 0/2 /2 /2 /2 /20 /2 /2 /2 /2 /2 /2 /2 /2 /2 /2 /2 /01 1/04 1/07 01/1 /01 1/04 1/07 1/10 1/01 1/04 1/07 1/10 1/01 1/04 1/07 1/10 1/01 1/04 1/07 1/10 1/01 1/04 1/07 0 0 0 0 0 0 0 0 01 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

01

Fuente: CNE.


71


Zona Centro-Sur

De esta forma, en 1996, inicia sus operaciones en Tierra del Fuego el primer gasoducto internacional: Bandurria, con el objetivo de transportar gas argentino para los requerimientos de la ampliación de la planta de metanol de Methanex, con similar objetivo, en 1999 inició sus operaciones una ampliación parcial significativa del Gasoducto Posesión - Cabo Negro y dos nuevas interconexiones con Argentina en el sector continental del Estrecho de Magallanes (Dungeness - DAU 2 y Cóndor - Posesión).

En agosto de 1997, se iniciaron las importaciones de gas natural argentino a la zona central de Chile a través del gasoducto internacional GasAndes, para el abastecimiento de la compañía distribuidora de Santiago y tres centrales termoeléctricas del SIC. Desde 1998 el gasoducto nacional Electrogas realiza abastecimiento de la Región de Valparaíso, desde el “city gate” de GasAndes.

Durante 2008, se inauguró el gasoducto Pecket - Esperanza, de 120 kilómetros de longitud, que permite asegurar el abastecimiento de gas natural a la ciudad de Puerto Natales. En la tabla 5.6 se resumen las principales características de los gasoductos presentes en la zona de Magallanes:

El Gasoducto Internacional Del Pacífico inició el transporte de gas natural desde la Cuenca Neuquina hasta la Región del Biobío, en 1999, para abastecer principalmente a empresas distribuidoras industriales y residenciales de la zona. En este contexto se crea Innergy Transportes, proyecto asociado

Tabla 5.6: Gasoductos Zona Magallanes. Fuente: Ministerio de Energía. Inicio de actividades

Tramos (origen / destino)

Sara – Cullen (nacional)

1961

Planta Sara (Sector Cerro Sombrero) / Planta Cullen (Tierra del Fuego)

DAU N°1 – Posesión (nacional)

1962

DAU N°1 - Planta Posesión

1962

DAU N°2 - Planta Posesión

Gasoducto

DAU N°2 – Posesión (nacional) Dungeness – DAU N°2 (nacional)

Longitud (km)

10,75

0,7

45

12

3,8

4

12,75

5

6

10 - 6

4

42

10 ¾ - 8 ⅝

1,5

18

Posesión – Daniel (nacional)

1970

Planta Posesión / Sector Daniel

Tres Lagos – Cullen (nacional)

1976

Tres Lagos (Tierra del Fuego) / Planta Cullen (Tierra del Fuego)

8,625

27,5

18

BRC – Cullen (nacional)

1976

Batería de Recepción Catalina / Planta Cullen

8⅝–6⅝

0,3

42

Daniel – DAU N°1 (nacional)

1982

Sector Daniel / DAU N°1 (Sector Planta Posesión)

8

1

20

Posesión – Cabo Negro (nacional)

1987

Planta Posesión / Planta Cabo Negro

Marazzi – Cullen (nacional)

1988

Sector Marazzi / Planta Cullen

1992

Sector Calafate / Sector BRC / DA N°1 / Playa Posesión (Sector BRP)

Calafate – Punta Daniel (nacional)

Bandurria (internacional) Cullen – Calafate (nacional)

1996 1996

Punta Daniel – Daniel Central (nacional)

1996-1997

Dungeness – DAU N°2 (complemento) (internacional)

1999

Cóndor – Posesión (internacional) Kimiri Aike – Cabo Negro (ampliación Posesión – Cabo Negro)

72

1964 – 1970 Dungeness - DAU N°2

Capacidad (MMm³/ día)

Diámetro (pulgadas)

1999

1999

18

6,3

180

10 ¾ - 5 ½

0,04

78

10,75

2,8

54

San Sebastián (Tierra del Fuego, Argentina) /Paso Bandurria (frontera)

14

2

48

Paso Bandurria/(frontera)/Planta Cullen (Tierra del Fuego)

14

2

35

12 ¾ - 6 ⅝

3,2

25

12

2,8

5

8

2,8

13

Daniel / DAU N°2 (Planta Posesión)

10

2,8

20

El Cóndor / Frontera ChilenoArgentina

12

2

8

Frontera Chileno-Argentina / Planta Posesión

12

2

1

Kimiri Aike / Planta Cabo Negro

20

2,9

180

Planta Cullen / Sector Calafate Punta Daniel / Sector Daniel Central Dungeness (frontera chileno argentina) / Daniel Este



Tabla 5.7: Gasoductos Zona Centro Sur. Fuente: Ministerio de Energía Gasoducto

GasAndes (internacional)

Electrogas (nacional)

Gas Pacífico (internacional)

Propiedad

Aes Gener

Electrogas S.A.

Gasoducto del Pacífico, Innergy, Gas Sur

Inicio de actividades

Agosto 1997

Febrero 1998

Noviembre 1999


Longitud (km)

24

9

313

Paso Maipo (frontera) / San Bernardo (City Gate II)

24

9

150

Válvula 17 / City Gate I

12

9

4

San Bernardo / Maipú

30

4,1

12

Maipú / Quillota

24

4,1

111

Km. 121 línea principal / Estación Colmo

16

1,2

15

Loma La Lata (Cullen, Argentina) / Paso Butamallín (frontera)

24

9,7

276

Paso Butamallín (frontera) / Recinto

24

9,7

76

Recinto / Las Mercedes

20

9,7

168

Las Mercedes / Gasco y Petrox

20

6,7

17

La Leonera / Coronel

12

2,1

28

10

1

73

6–4

-

-

Paso Hondo / Nacimiento

Noviembre 1999

Capacidad (MMm³/día)

La Mora (Mendoza, Argentina) / Paso Maipo (frontera)

Penco / Lirquén Red SGN Transporte (nacional)


Las Mercedes / Concepción Lateral Talcahuano Lateral Coronel

6

-

38

10 - 4

-

-

10

-

-

a Gasoducto del Pacífico que tiene por objetivo el abastecimiento de gas natural a clientes industriales de la región.

volumen de gas transportado. En Chile ya se cuenta con dos plantas de regasificación.

En la tabla 5.7 se resumen las características principales de los gasoductos ubicados en la zona centro-sur:

Terminal Marítimo Mejillones El proyecto GNL Mejillones contempló, mediante la construcción y operación de un terminal de recepción y regasificación de GNL en la bahía de Mejillones, Región de Antofagasta, el suministro de gas natural para el norte de Chile, transformándose en una alternativa real para asegurar un abastecimiento energético seguro y limpio.

Zona Norte En la zona norte, en la Región de Antofagasta, iniciaron sus operaciones los gasoductos internacionales GasAtacama y Norandino, en 1999. Ambos transportan gas natural desde Argentina hasta centrales de ciclo combinado en el SING y hacia centros mineros e industriales de la zona. Durante el 2000, entró en funciones el gasoducto nacional Tal-Tal, proyecto asociado al gasoducto GasAtacama, que tiene por objetivo el abastecimiento de futuras centrales generadoras en la parte norte del SIC. De esta forma, existen ocho compañías de transporte por ductos: Enap Magallanes, Gas Andes S.A., Electrogas S.A., Gasoducto del Pacifico S.A., Innergy Transporte S.A., Gasoducto Atacama S.A., Gasoducto Norandino S.A. y Gasoducto Tal-Tal S.A. En la tabla 5.8 se presenta la información más relevante respecto a los gasoductos. Hoy en día, se cuenta además con plantas de regasificación. Éstas permiten nuevamente la distribución del gas natural luego de ser transportado en forma líquida (GNL, gas natural licuado). El GNL es transportado a presión atmosférica y a -161°C donde la licuefacción reduce en 600 veces el

1

En octubre de 2007, GDF Suez y la cuprífera Codelco crearon la Sociedad GNL Mejillones, con un porcentaje de participación de 63% y 37%, respectivamente. El proyecto contempló una capacidad de envío de 5,5 millones de m³, equivalente a 1.100 MW de capacidad para generación eléctrica. Las instalaciones permiten descargar, almacenar y regasificar GNL y despacharlo mediante un gasoducto de aproximadamente 8 kilómetros de longitud, que entrega la producción del terminal a los gasoductos NorAndino y Atacama. A través del primero se abastecen la central termoeléctrica Mejillones de Edelnor, y la central termoeléctrica Tocopilla de Electroandina. A través del segundo gasoducto, se entrega el energético a la central térmica Atacama, propiedad de GasAtacama, todas pertenecientes al SING. También se contemplaba entregar gas natural a la central Salta, perteneciente al SIC. A través de contratos firmados antes de la construcción del terminal con cada una de las empresas mineras involucradas (BHP Billiton, Collahuasi,


73


Tabla 5.8: Gasoductos Zona Norte. Fuente: Ministerio de Energía Gasoducto

GasAtacama (internacional)

Norandino (internacional)

Tal-Tal (nacional)

Propiedad

GasAtacama S.A.

E-CL S.A.

GasAtacama S.A.

Inicio de actividades

Julio 1999

Noviembre 1999

Diciembre de 1999


Longitud (km)

20

8,5

530

Paso de Jama (frontera) / Mejillones

20

8,5

411

Pichanal (Salta, Argentina) / Paso de Jama (frontera)

20

7,1

450

Paso de Jama (frontera) / Crucero

20

7,1

260

Crucero / Tocopilla

12

1,6

79

Crucero / Quebrada Ordóñez

16

5,5

252

Quebrada Ordóñez / Mejillones

16

3,9

35

Quebrada Ordóñez / Coloso

16

1,6

104

Mejillones / La Negra

16

2,4

89

12 ¾

1,8

135

La Negra / Paposo (Taltal)

El proyecto está emplazado en la bahía de Mejillones, en la comuna del mismo nombre, provincia de Antofagasta, Región de Antofagasta. El terminal consideró una inversión de US$500 millones, ubicándose a 8,5 kilómetros al noreste de Mejillones. En principio operó con un barco estanque atracado a un muelle, con capacidad para almacenar 160.000 m³ de GNL. La planta comenzó la entrega de gas en abril de 2010, iniciando su operación comercial en junio del mismo año, realizándose la inauguración oficial en julio de 2010, con la presencia de autoridades y directivos de la sociedad. Planta de GNL Quintero Abastece el 100% de la demanda de gas natural de las regiones Metropolitana, Valparaíso y O’Higgins. En la planta de regasificación –la primera de Sudamérica– se habían producido hasta 2010 cerca de 720 millones de m3 de gas natural, correspondientes a cinco millones de m3 al día. En la sociedad GNL Quintero participan BG Group, con el 40%; Enap con 20%; Endesa con 20%, y Metrogas con el restante 20%. Posee una capacidad de almacenamiento de 334 Mm³ brutos, un estanque de 14.000 m³ (con 44,65 m de diámetro y 23,64 m de alto) que fue inaugurado el segundo trimestre de 2009 y dos estanques de 160 mil m³ cada uno (con 82,40 m de diámetro y 55,42 m de alto) inaugurados a mediados de 2010. Con respecto al proceso de regasificación, cuenta con dos vaporizadores de panel abierto (ORV), que funcionan en régimen, y uno de combustión sumergida (SCV), que actúa como respaldo. Cada uno de ellos posee una capacidad de regasificación de 5 millones de m3 por día. Estas plantas buscan respaldar el suministro de gas natural para los consumos residenciales, industriales y parte de la generación eléctrica actual


Capacidad (MMm³/día)

Cornejo (Salta, Argentina) / Paso de Jama (frontera)

El Abra, Codelco Norte), GNL Mejillones acordó entregar el equivalente a 400 MW de potencia por un período de tres años a partir de 2010. Es decir, aproximadamente un 20% del consumo del norte del país.

74


con plantas de ciclo combinado, dadas las restricciones de gas natural argentino. Distribución y comercialización En el caso del gas natural existen actualmente siete compañías de distribución de gas de red y tres comercializadoras. Estas empresas requieren la adjudicación de una concesión, en la que las primeras tienen la obligación de dar acceso abierto y las segundas de dar servicio dentro de sus respectivas zonas de concesión. A nivel de redes de distribución, la empresa Metrogas realiza distribución de gas natural en la Región Metropolitana y en la Región de O´Higgins. En la Región de Valparaíso la distribución es realizada por las empresas Energas y GasValpo. Esta última también comercializa gas natural en la Región de O´Higgins a un gran cliente minero. Más al sur, en la Región del Biobío operan las distribuidoras GasSur e Intergas. En la Región de la Araucanía la empresa Intergas realiza distribución de propano-aire. Dentro de la zona austral, en la Región de Magallanes opera la empresa Gasco Magallanes y finalmente en la Región de Antofagasta la empresa Lipigas realiza la distribución de gas natural en la ciudad de Calama. Existen tres comercializadoras de gas natural; Distrinor S.A. en Antofagasta, Innergy comercializadora S.A. en Concepción y Progas S.A. en Vitacura.

5.3.2.3 Biocombustibles ForEnergy S.A., es un proyecto país que contribuirá a la independencia energética de Chile, buscando darle un uso a la biomasa forestal, aportando al desarrollo de comunidades rurales, contribuyendo a la creación de cultivos energéticos e instalando un combustible con bajas emisiones y de calidad, que contribuyan significativamente a reducir los gases de efecto invernadero. Este proyecto ha adquirido compromisos con proveedores de tecnologías internacionales, creando equipos de trabajo y buscando financiamiento para llevar a cabo las diferentes actividades que el proyecto requiere.


En 2011, ForEnergy S.A. concentró sus actividades en la búsqueda de nuevos tecnólogos de gasificación, contactándose con empresas internacionales, como las alemanas Choren Industries GmbH y UHDE y la filial finlandesa de Foster Wheeler. Los estudios relacionados con la prospección, creación y conversión de biomasa leñosa en biodiésel en Chile se realizan a través de la empresa Biocomsa S.A. (Consorcio Tecnológico conformado por Enap Refinerías S.A., Consorcio Maderero y la Universidad de Chile), grupo que investiga tecnologías de aprovechamiento, creación y utilización de biomasa forestal. Se realizaron ingenierías conceptuales con Jacobs Consultancy, relacionadas con la tecnología de gasificación y otra referida a la producción de biodiésel de segunda generación, empleando tecnología Fischer Tropsch. También se hicieron las evaluaciones del proyecto, considerando distintas alternativas. En la actualidad, después de más de cuatro años de estudio, análisis y aprendizaje, se concluye que en Chile existe una oportunidad única y concreta de sumarse a los requerimientos deficitarios de combustibles líquidos con un combustible de alta calidad, basado en materia prima local, oportunidad que el país tarde o temprano deberá utilizar. Por otro lado, Biocomsa S.A. se encuentra realizando una serie de estudios y actividades orientados a asegurar un abastecimiento eficiente de biomasa para el proyecto. Dentro de estas actividades destacan: la consideración de tipos de biomasa lignocelulósicas no tradicionales; desechos de faenas de cosechas; cultivos energéticos; desechos urbanos, aprovechamiento de manejo de bosques naturales y desechos agrícolas. Asimismo, se cumplió a cabalidad con la entrega de informes técnicos y financieros a InnovaChile CORFO, que aprobó dichos informes, y ante lo cual se autorizó la segunda entrega de dinero como aporte desde CORFO. Destacó en 2011 la implementación de la planta satélite de regasificación de GNL en la VIII región. El proyecto permite abastecer con GNL a Refinería Biobío desde el Terminal Quintero, con el beneficio de reducción de costos en energía y reducción de las emisiones ambientales. El proyecto presentó un desembolso total estimado de US$37 millones, con un VAN (10%) de US$473 millones. En junio de 2011 se terminó la construcción, el comisionado y la puesta en marcha de la Planta, con lo que entró en servicio inyectando al Gasoducto del Pacifico. Durante 2012 se realizarán adecuaciones a la capacidad para lograr una gasificación total de 600.000 metros cúbicos por día.

5.3.3 Carbón Mineral

Reservas En Chile existen importantes reservas de carbón, que se pueden clasificar en carbones bituminosos y sub-bituminosos. Las reservas pueden distribuirse en tres zonas carboníferas: Arauco, Valdivia y Magallanes.

Provincia de Arauco La zona de Arauco tuvo una larga tradición en la explotación subterránea de yacimientos carboníferos. En general, el carbón se presenta en múltiples mantos, susceptibles de explotarse en forma simultánea por medio de chiflones o piques principales de acceso, desde donde, a diversos niveles, se inician las galerías de acceso a los frentes de explotación.

En la zona de Arauco se han prospectado cerca de 80 MMt de carbón recuperable. De ellas, 30 MMt se encuentran en la zona de Carampangue, al sureste de Arauco; 25 MMt en la zona de Laraquete; 10,5 MMt han sido prospectados en la mina Schwager, y 10 MMt en Lota. Además, existen áreas como Pilpilco, mina Lebu y mina Pique Caupolicán, que agregan 3 MMt a las reservas prospectadas. Todas estas reservas corresponden, según la clasificación ASTM, a carbón del tipo bituminoso, con un poder calorífico entre 6.000 y 7.000 kcal/kg.

1

Las minas de esta zona presentan condiciones geológicas muy desfavorables para la explotación masiva. Se trata de yacimientos subterráneos o submarinos, con gran cantidad de fallas y espesores de los mantos insuficientes. Su explotación no resulta competitiva comparada con el carbón importado. Provincia de Valdivia En la zona de Valdivia las reservas más importantes aparecen en dos áreas de interés: la cuenca de Valdivia y la cuenca de Osorno-Llanquihue. Las actividades carboníferas se iniciaron en esta región a principios de siglo, con la apertura de la mina Máfil en 1915. Su mercado inicial fue el suministro de carbón a la Empresa Ferrocarriles del Estado (FF.CC.), posteriormente se abasteció a la planta generadora de energía eléctrica de la Compañía Austral de Electricidad, que suministraba a la ciudad de Valdivia. Sin embargo, y debido principalmente a los altos costos de producción, no fue posible desarrollar una industria de envergadura. A continuación se abrieron las minas Arrau (1935), Pupunahue (1935) y Catamutún (1948), destinadas todas a satisfacer los consumos regionales. Provincia de Magallanes Las principales reservas carboníferas corresponden a las cuencas de Magallanes. Los estratos que portan mantos de carbón se ubican en la zona comprendida entre Puerto Natales y Punta Arenas. Se trata de carbones sub-bituminosos que mejoran sus características de poder calorífico a medida que se avanza hacia el Norte, se estima del orden de 4.000 kcal/kg. Se pueden distinguir cuatro regiones de interés en la zona de Magallanes: i. Península de Brunswick: En la Península de Brunswick hay diversos sectores de interés con reservas de carbón de tipo sub-bituminoso, en los que se ha realizado estudios geológicos, principalmente a partir de afloramientos superficiales. Sin embargo, el sector más prospectado ha sido Pecket, yacimiento actualmente en explotación. El área de concesión de este yacimiento fue ampliamente reconocida a través de los trabajos efectuados por Corfo y la CNE. Fueron ejecutados así más de 80 sondajes, y efectuados diversos análisis de muestras de carbón. Se identificaron 13 mantos distintos y se ubicaron más de 100 MMt de carbón, pero solamente dos de ellos, los mantos 5 y 6, resultaron económicamente explotables. Las reservas de estos mantos alcanzan aproximadamente 50 MMt. La actual mina de Pecket, Chabunco, inició sus operaciones en 1987, utilizando el sistema de explotación a rajo abierto. Logró la mayor capacidad productiva del país, con 1,1 MMt/año, que tenían salida gracias a un puerto de gran tonelaje para cargar barcos tipo “Panamax” (70.000 t). Actualmente la mina es propiedad de la empresa Ingesur, ligada al grupo Catamutún, y es explotada en forma subterránea. Respecto de las reservas en otros sectores de la Península de Brunswick, existe menor información, por cuanto ella se limita a sondajes y afloramientos puntuales. Sin embargo, las reservas inferidas se han estimado en 1.200 MMt.


75


ii. Isla Riesco: Esta zona es la de mayores reservas de carbón de Magallanes y del país, identificándose varias zonas de interés y con innumerables afloramientos conocidos. Las reservas inferidas en Isla Riesco se han estimado en 3.200 MMt. Antiguamente, en el área existieron faenas mineras de cierta importancia. Hace algunos años Corfo y la CNE ejecutaron un plan de exploración en “Estancia Invierno”, sector denominado “El Triángulo”, donde existen afloramientos de mantos con potencia superior a los 12 metros, sobrepasando en algunos casos los 17 metros. Tras un proceso de licitación en el año 2007, Minera Isla Riesco se adjudicó la propiedad de un conjunto de yacimientos que permitirían suministrar en el mediano plazo volúmenes cercanos a 6 MMt anuales de carbón sub-bituminoso.

Carvile S.A. y a terceros de la zona y la posterior venta a sus clientes habituales; en la administración de los beneficios derivados de la aplicación de los Protocolos de Acuerdo suscritos entre la empresa y sus sindicatos de trabajadores de Lota de los años 1996 y 1997 y de Curanilahue del año 2006.

iii. Norte Seno Skyring: Se conocen algunos afloramientos en la orilla Norte del Seno Skyring, frente al sector de “Ensenada de Ponsomby” de Isla Riesco. Es un sector poco conocido y se presume es de menor importancia. Se sabe de la explotación de la mina Marta, que sólo operó a fines del siglo pasado.

Las compras de Enacar durante 2009 fueron de 33.229,59 toneladas de carbón, en tanto que las ventas realizadas en el mismo período alcanzaron a 29.615,60 toneladas. Durante el año 2009 tanto la compra como la venta de carbón se vieron afectadas y disminuidas a consecuencia de la aparición de nuevas comercializadoras de carbón en la zona, que además contaban con una producción propia. Derivado de lo anterior, a fines del año 2009, Enacar S.A. decidió no continuar con el área comercial. Durante 2011, los objetivos de la sociedad se limitaron a la venta de saldos de carbones mantenidos en cancha, al cumplimiento de los compromisos contraídos con los trabajadores de Lota, y a la venta de activos prescindibles. Se liquidaron 2.530 toneladas de saldos de carbón existentes en cancha, dándose por terminada la comercialización de carbón.

iv. Rubens – Natales: Este distrito tiene un área de 340 km2 de interés carbonífero, ubicado entre río Rubens y Puerto Natales. Existieron en la zona varias minas, destacándose la de Natales. Estos carbones tienen mayor poder calorífico que los ubicados en las zonas de interés situadas más al sur; se estima que tienen características similares a los carbones de Río Turbio en Argentina. Las reservas inferidas de este sector se han estimado en 600 MMt. Producción nacional e Importaciones Respecto de la producción nacional, si bien Chile tiene minas de carbón en las tres zonas geográficas de recursos (Golfo de Arauco en la Región del Biobío; Valdivia en la Región de Los Ríos; e Isla Riesco en la Región de Aysén), la baja calidad térmica del carbón nacional y sus elevados costos de extracción compiten con dificultad con los carbones que se importan de otros países, principalmente Canadá, Indonesia y Australia (83% del total importado). De esta forma, las importaciones representaron cerca del 89% del abastecimiento nacional en 2010, mientras que el porcentaje restante provino de la producción nacional en la Región del Biobío (27%) y en la Región de Magallanes (73%). Siguiendo una tendencia iniciada hace más de una década, la mayor parte del carbón utilizado en la generación eléctrica es importado, constituyendo el abastecimiento y el transporte una actividad logística que se torna difícil en los momentos de alta demanda. La producción nacional ha ido en descenso, llegándose al cierre de minas emblemáticas del país. En efecto, en la Región del Biobío, la gran minería del carbón desapareció tras el cierre productivo de la Empresa Nacional de Carbón, Enacar (Schwager cerrada en 1995, Lota cerrada en 1997, Trongol (Curanilahue) cerrada en 2006), en la última década del siglo pasado. Enacar produjo desde entonces a través de su filial la empresa Carbonífera Victoria de Lebu Carville en Lebu (constituida en 1989) y sus actividades se centraron fundamentalmente en la comercialización de carbón adquirido a

2

76

Sin embargo, durante el año 2008, Carville S.A. resolvió el cese definitivo de las actividades extractivas y productivas de su Mina La Fortuna de Lebu. La producción en 2008 fue de 7.860 toneladas y en 2009 de cero toneladas. Por otra parte, la distribución de las entregas a los centros de consumo por sector fue la siguiente: en 2008, 8.269 toneladas a Enacar y en 2009 84 toneladas correspondientes a saldos de carbón en cancha (no se registraron entregas a ningún otro sector en ninguno de los dos años).

En la Región de Magallanes opera la mina Chabunco, del grupo Catamutún (principal productor nacional luego de los cierres de minas) con un promedio mensual de producción de 48.000 toneladas. Toda la producción de la mina Chabunco de la Región de Magallanes se vende a la empresa eléctrica Guacolda. El repunte en la demanda de carbón para generación eléctrica ha gatillado nuevas inversiones, como la que se hizo pública a comienzos de mayo de 2006, respecto de la adquisición que hizo la minera BHP Billiton -dueña de las minas de cobre Escondida, Cerro Colorado y el proyecto Spence2- de los depósitos carboníferos Estancia Invierno, en la Isla Riesco. BHP Billiton adquirió estas reservas carboníferas a Ingesur (grupo Catamutún) e Ingeniería Civil Vicente (ICV). Las reservas de carbón en Isla Riesco están estimadas en 3.200 MMt. El yacimiento “Estancia Invierno”, en el sector denominado “El Triángulo”, es una mina con reservas recuperables del orden de los 180 MMt, las que podrían desarrollarse con una capacidad de producción de 6 MMt anuales. En 2009, Minera Isla Riesco, sociedad conformada por Empresas Copec y Ultramar, acordó con BHP Billiton Energy Coal Division, la compra de las sociedades creadas por la empresa australiana para desarrollar su proyecto de exploración de carbón Southern Star. La operación involucró una inversión de US$20 millones e incluyó la transferencia de la propiedad superficial “Estancia Invierno”; estudios geológicos, medioambientales y de ingeniería; concesiones marítimas y propiedad minera, entre otras. Respecto a los registros históricos nacionales, la tabla 5.9 muestra la producción de carbón para el período 2001-2011.

La mina Spence, ubicada en la comuna de Sierra Gorda de la Región de Antofagasta, fue inaugurada en marzo del año 2007. http://www.sonami.cl/.



La producción del año 2011 representó un incremento del 6% respecto de 2010, lo cual permitió reducir en forma significativa el porcentaje de importaciones de este energético, además de la dependencia global del país. Se observa que durante los últimos cuatro años se ha producido un incremento en el consumo del carbón, debido al aumento de la demanda de carbón para producción de electricidad como consecuencia de la disminución de gas natural. En efecto, se debe recalcar que la demanda de carbón para la generación de energía eléctrica constituye entre un 70% y 80% del total comercializado en el país. Durante 2011 el Servicio Nacional de Geología y Minería (SERNAGEOMIN) registró como productores de carbón a las siguientes organizaciones: Ingeniería del Sur S.A., Carbonífera Cocke Car Ltda., Empresa Nacional del Carbón, Empresa Minera Trinidad, Carbomat Ltda. y Carbesor Ltda. La producción nacional de carbón podría aumentar significativamente tras la aprobación del proyecto de explotación del primero de los yacimientos contemplados en el proyecto Isla Riesco, validando la tramitación ambiental aprobada en febrero de 2011. Las reservas estimadas dentro de la zona de concesión ascienden a 240 MMt, lo cual permitiría sustentar una operación continua durante 20 años. La empresa responsable de la explotación será Minera Invierno S.A., filial de Sociedad Minera Isla Riesco. En particular, este proyecto cuenta con reservas estimadas de 73 MMt. Se estima que la explotación tendrá una vida útil de 12 años, en la medida que los niveles de extracción alcancen los 6 millones de toneladas anuales. Si las proyecciones de extracción anual se cumplen, la explotación de este yacimiento cubriría, por sí solo, el consumo bruto observado durante el año 2009, reduciendo en forma importante, o eventualmente eliminando las importaciones de carbón. Como consecuencia, en un escenario favorable se generarían reducciones del orden del 30% en la dependencia energética total, considerando los volúmenes de importación de los últimos años. Junto con la extracción del carbón, se contempla una fase de transporte hacia las instalaciones portuarias ubicadas en el sector de Punta Lackwater, a través de un camino privado dedicado exclusivamente al transporte de carbón. Además de la demanda de las centrales generadoras del SIC y el SING en construcción y operativas, en particular aquellas controladas por los grupos propietarios de Minera Isla Riesco, se considera factible exportar la producción excedentaria.

5.4

Fuentes alternativas de energía

El escenario energético a nivel mundial, donde Chile no constituye una excepción, permite prever que los futuros sistemas de potencia eléctricos emigrarán gradualmente desde los grandes sistemas de potencia tradicionales, con generación eléctrica provista por las grandes plantas generadoras, a sistemas más flexibles (ver Figura 5.17). En este nuevo escenario, coexistirán grandes plantas de generación tradicionales (centrales hidráulicas de gran tamaño, térmicas a base de combustibles fósiles, centrales nucleares, etc.) con distintas tecnologías de generación distribuida (microhidráulicas, eólicas, solares, geotérmicas, biomasa, etc.). Lo anterior, con el fin de aprovechar de manera sustentable los recursos energéticos existentes, plantea desafíos de modelación, técnicos, económicos y regulatorios, no resueltos a nivel internacional. Dada la disponibilidad de recursos energéticos de tipo renovable no aprovechados en el país, el desarrollo y realización de este tipo de esquemas

Tabla 5.9: Producción de carbón por regiones (t) entre 2001 y 2011. Año

Biobío

Los Lagos

Magallanes y la Antártica Chilena

Total

2001

123.320

21.950

422.820

568.090

2002

129.940

321.690

451.630

2003

136.500

210.780

347.280

2004

140.190

98.120

238.310

2005

138.056

594.309

732.365

2006

98.673

575.071

673.744

2007

184.122

103.871

287.993

2008

212.375

321.417

533.792

2009

118.305

321.417

439.722

2010

106.018

512.775

618.793

2011

131.430

522.672

654.102

1

Fuente: Anuario de la Minería de Chile 2011, Sernageomín.

flexibles de generación o en forma de parques de generación de gran escala representa una oportunidad para el desarrollo energético nacional. En países de la OECD, la Agencia Internacional de Energía estimó la generación bruta eléctrica en 10.744 TWh en 2010, siendo producida en 17,6% con fuentes renovables (hidroeléctrica, eólica, solar, geotérmica, biomasa y desechos, y marina), representando un aumento de 4,5% con respecto a 2009. La Figura 5.18 muestra la distribución de fuentes utilizadas en estos países para la producción de electricidad.

Figura 5.17

Visión de desarrollo futuro de los sistemas eléctricos.

Almacenamiento

Industria Calidad de producto

Generador convencional Usuario residencial

Medición

Solar

Almacenamiento 110 kV 10/23 kV

Celda combustible

Cogeneración

0,2/0,38 kV Eólico

Fuente: Handshin, UNIDO, Universidad de Chile. Dortmund Dosrt.


77


En Chile, la generación eléctrica se genera en una alta proporción a partir de fuentes renovables (hidráulicas). Sin embargo, las fuentes renovables no convencionales (hidráulicas pequeñas, biomasa y energía eólica) representan sólo el 3,6% de la capacidad instalada de generación eléctrica. En la tabla 5.10 se aprecia el detalle por sistema y a nivel nacional durante 2011. Hoy, las condiciones de precio de la energía en Chile hacen que proyectos competitivos de ERNC sean atractivos. Sin embargo, para favorecer que los inversionistas puedan asumir de igual forma los riesgos de comercialización final de la energía, tanto en proyectos de ERNC como en iniciativas de energías convencionales, el Gobierno decidió recientemente impulsar un proyecto de ley para potenciar el desarrollo de las no convencionales, como las energías eólica y solar, la geotermia, las minicentrales hidráulicas y el uso de la biomasa para la generación de energía. En el marco de la política de seguridad energética del país, esta iniciativa legal busca contribuir a aumentar la seguridad del suministro, haciendo posible la diversificación de actores y de fuentes de generación, y reduciendo la dependencia externa a través de tecnologías que tienen un menor impacto ambiental que las formas de generación eléctrica tradicionales (Conicyt, junio 2007). A continuación se detallan algunas de estas fuentes alternativas.

5.4.1 Energía Eólica La energía eólica es aquella que utiliza la energía cinética del viento para producir energía eléctrica. Para este proceso de usan aerogeneradores, estructuras compuestas por un sistema que transforma la energía contenida en el viento en energía mecánica por medio de aspas unidas a un rotor que giran a la velocidad del viento. Esto produce un torque mecánico que se transfiere por el eje del rotor hacia una caja de velocidad, un sistema de control y un generador que producen electricidad a las condiciones necesarias para su conexión a la red de uso, ya sea un sistema interconectado o una aplicación local. Usualmente los aerogeneradores se encuentran agrupados en parques o granjas eólicas. Para la conversión electromecánica de la energía se puede hacer uso de distintas tecnologías de generación eléctrica, entre las que destacan el uso de generadores sincrónicos y asincrónicos con acoplamiento a través de un sistema de electrónica de potencia (Brokering, 2008).

Figura 5.18

Producción bruta de electricidad en países de la OECD según fuente en 2010. Other* 0.5%

Nuclear 21.2%

Natural Gas 23.4%

Hydro 12.4% Renewable 17.6%

Oil 2.8% Other Renewables* 3.1%

Coal 34.6%

Biofuels and waste 2.0%

Fuente: Renewables Information 2011, IEA Statistics. OECD/IEA 2011. * Otros: Electricidad proveniente de fuentes no clasificadas en otras categorías, tales como desechos no renovables de combustibles, turba, fuentes químicas, etc. ** Otras renovables incluye geotermia, eólica, solar y marina.

Al plantear la instalación de un parque eólico es importante considerar todos los aspectos técnicos necesarios desde la evaluación del potencial eólico, la elección de los aerogeneradores, el diseño del parque eólico, las instalaciones necesarias para conectarlos a la red; como todas las consideraciones ambientales y el mercado eólico mundial, principalmente el de productores de equipos y servicios en energía eólica. El tamaño de los aerogeneradores depende directamente de la potencia nominal que se quiera obtener, no depende del recurso existente. Su elección debe considerar las dimensiones de emplazamiento, los costos, la disponibilidad de redes de inyección, las condiciones del suelo para soportar las cimentaciones de las turbinas, los accesos disponibles u obras civiles para su instalación, operación y mantenimiento.

Tabla 5.10: Capacidad instalada por sistema y por fuente energética [MW] en 2011. Fuente Convencional

ERNC

SING

SIC

Combustibles Fósiles

3.950

6.182

100

25

10.257

Hidráulica (>20 MW)

-

5.637

-

-

5.637

Total Convencional

3.950

11.815

100

25

15.894

Hidráulica (<20 MW)

15

225

-

20

260

-

128

-

-

128

Biomasa y Biogás Eólica

Aysén

Total Nacional

-

197

-

2

197

15

550

-

22

587

Total por sistema

3.964

12.365

100

47

16.476

% ERNC

0,4%

4,5%

-

46,3%

3,6%

Total ERNC

Fuente: Capacidad instalada de generación 2011. CNE.

78

Magallanes



Los aerogeneradores grandes se utilizan, por ejemplo, al tener un gran recurso de viento pero una pequeña superficie de emplazamiento o cuando se instalan off-shore (en el mar). Para este último, si bien las instalaciones off-shore ofrecen pocos obstáculos y vientos más constantes que permiten mejorar el factor de planta de la central, su instalación depende de la profundidad del lecho marino, las cimentaciones pueden ser directas (usadas comúnmente en el océano Atlántico y mar Báltico) o en superficies flotantes con anclajes en el fondo menos desarrollados por la industria eólica; los costos de estas instalaciones superan el doble de una central eólica terrestre.

Figura 5.19

Esquema de conexión a la red de un aerogenerador o parque generador.

Los aerogeneradores presentan economías de escala, sin embargo, en presencia de una red débil o una instalación donde se quiera una menor fluctuación en la electricidad de salida y una gran Fuente: (Rojas, 2009). superficie de instalación convienen aerogeneradores más pequeños en mayor cantidad. Más aún, de no existir infraestructura vial apropiada para el traslado y montaje de grandes aerogeneradores que deben realizarse con maquinaria especial. Los aerogeneradores utilizados comúnmente en instalaciones de parques eólicos interconectados a la red suelen ser de una potencia nominal superior a 1 MW con velocidad variable y regulación por cambio de ángulo de paso (Rojas, 2009). Al construir un parque generador, un conjunto de aerogeneradores, no sólo se debe estudiar la potencia de los generadores a instalar, también es importante considerar las distancias entre ellos, de modo de no crear excesivas turbulencias, pero al mismo tiempo ser eficientes en la cantidad de uso de suelo y las pérdidas producidas en la interconexión a la subestación elevadora. La distancia común entre aerogeneradores es de 5 a 9 diámetros del rotor en la dirección predominante de los vientos, y de 3 a 5 diámetros de rotor en la dirección perpendicular a los vientos dominantes; además se debe optimizar la distribución geométrica respecto a la producción de energía, la infraestructura disponible, la viabilidad económica y los impactos ambientales. Otros aspectos a considerar en la instalación de parques eólicos son su conexión a red, cables subterráneos desde los aerogeneradores hasta una subestación elevadora que cuenta con transformadores elevadores y equipos necesarios. La instalación cuenta con caminos de acceso, casetas de control y estaciones meteorológicas de monitoreo del viento. La Figura 5.18 muestra este esquema de conexión a la red. Este tipo de generación posee un factor de planta que varía entre 30% y 40% dependiendo del recurso. Aunque es considerado un recurso intermitente, sus variaciones más significativas son horarias y diarias. Anualmente se verifican diferencias del orden de 10%. Es por ello que la evaluación horaria o diaria debe ser compensada con otro tipo de generación de reserva como térmica o hidráulica. Esta tecnología ha experimentado el mayor crecimiento a nivel mundial durante los últimos años, y su crecimiento en las próximas décadas dependerá en gran medida de las políticas tanto globales como a nivel local que

1

se adapten en el futuro. En este sentido, el informe World Energy Outlook, elaborado por la AIE en 2010, considera tres posibles escenarios de desarrollo energético (Agencia Internacional de Energía): • Escenario de políticas actuales (Current Policies Scenario): No asume ninguna modificación en las políticas usadas hasta hoy. Se asume como referencia para analizar los resultados futuros. • Escenario de nuevas políticas (New Policies Scenario): Considera los acuerdos y planes abordados por los países alrededor del mundo para reducir las emisiones de gases invernadero así como la intención de eliminar los subsidios a los combustibles fósiles en aquellos países importadores en 2020. • Escenario 450 (450 Scenario): En este caso, la meta es limitar el aumento de la temperatura global en 2ºC anuales. Además de la restricción en los países importadores, asume en 2035 el fin de los subsidios a los combustibles fósiles en 2035, excepto para los países del medio oriente, a los cuales exige una disminución del 20% en el año señalado. Entre 1990 y 2008, considerando el primer escenario favorable, se estima una participación de la energía eólica de 10% en la matriz de generación eléctrica a nivel mundial. En las Figuras 5.19 y 5.20 se detalla la evolución en la capacidad instalada y producción anual de esta tecnología estimada entre 2008 y 2035. En promedio, en países de la OECD, durante 2010 las turbinas eólicas produjeron 13,7% de la electricidad proveniente de fuentes renovables. Entre 1990 y 2010, la generación aumentó desde 3,8 TWh a 259,7 TWh, alcanzando una tasa promedio de crecimiento de 23,4%. Esta tasa corresponde a la segunda más alta dentro de las tecnologías renovables, tras la solar fotovoltaica. En los países miembros de Europa este crecimiento fue superior (30% promedio), producto del fuerte estímulo por medio de subsidios estatales. Por ejemplo, en Portugal la tasa de crecimiento llegó a 57,7% anual, pasando de 1 GWh generado en 1990 a 9.098 GWh tras 20 años.


79


En términos absolutos, EE.UU., España y Alemania son los mayores productores de electricidad a base de la energía del viento. Los niveles alcanzados en 2010 llegaron a 95,2 TWh, 43,7 TWh, y 36,5% TWh, respectivamente.

Figura 5.20

Capacidad instalada [GW] usando tecnología eólica entre 2008 y 2015.

Capacidad de generación (GW)

En la actualidad, existen centrales eólicas en el SIC y en el sistema de Aysén. En la tabla 5.11 se resumen sus principales características.

1200

La ventaja más importante que presenta es el desplazamiento de centrales que utilizan combustibles fósiles. Se estima que cada MWh producido mitiga la emisión de 0,9 toneladas de CO2 en comparación con una central a carbón y 0,41 para el caso de una central de gas natural. Además, es compatible con otras actividades como la ganadería o la agricultura, dado que tiene un uso no invasivo de las superficies en que se instalan. En comparación con otras tecnologías renovables tiene una mayor madurez tecnológica y un gran desarrollo comercial, lo que ha incrementado exponencialmente la capacidad instalada a nivel mundial (Rojas, 2009) y el número de empresas que desarrollan esta tecnología (Tabla 5.12).

800

Entre las consideraciones medioambientales más relevantes de esta tecnología está el efecto sombra, el ruido generado y el desplazamiento de algunos animales. Al instalarlo cerca de algún asentamiento humano se debe estudiar el efecto sombra, o parpadeo generado por el movimiento de rotación de las aspas del rotor, lo que puede evitarse escogiendo adecuadamente el emplazamiento. Por otro lado, la emisión de ruidos se ha ido perfeccionando con el tiempo. Dadas las características constructivas se puede decir que el sonido de las turbinas se incrementa en 1 [db] a medida que aumenta la velocidad del viento en 1 m/s, y disminuye al aumentar la potencia del aerogenerador, lo cual es comparable con cualquier otro medio de generación. Entre los factores que desincentivan el uso de este tipo de recursos se cuenta la falta de catastros y mediciones de comportamiento de viento en alturas de 50 a 80 metros; además de carecer de aspectos regulatorios respecto a derechos de exploración de recursos eólicos, costos del terreno y franjas de paso, aspectos especialmente importantes a la hora de realizar mediciones para estimar el recurso existente. Otro punto es la inexperiencia en la integración de parques eólicos a las redes locales y al mercado eléctrico, lo que genera incertidumbre sobre la incorporación de proyectos relacionados con esta tecnología por parte de los propietarios de las redes. En Chile, se reconoce el potencial existente en la zona norte, los valles transversales y el sector costero, particularmente en la zona de Concepción al sur. La CNE elaboró una aproximación mediante herramientas de simulación numérica, ante la inexistencia de estaciones meteorológicas que permitan una evaluación exhaustiva de los recursos eólico y solar (Universidad de Chile, 2009). La Figura 5.22 muestra los resultados de las mediciones de velocidad del viento en el Norte Grande, y la Figura 5.23 muestra el recurso potencial en el contexto regional.

80

1000

600 400 200 0

2008

2015

2020

2025

Resto del mundo

2030

2035

OECD

Fuente: World Energy Outlook 2010, AIE.

Figura 5.21

Generación [TWh] a base de energía eólica estimada entre 2015 y 2035.

Generación total (TWh)

3000 2500 2000 1500 1000 500 0

2008

2015

2020

Resto del mundo

2025

2030

2035

OECD


Tabla 5.11: Centrales eólicas que operan actualmente. Propietario

Potencia neta [MW]

Alto Baguales

Edelaysen

1,98

Aysén

2001

Canela

Endesa

18,0

SIC

2007

Central

Sistema eléctrico

Año de entrada

5.4.2 Hidroelectricidad de pequeña escala

Canela II

Endesa

59,4

SIC

2009

Al igual que la generación hidroeléctrica convencional, las centrales hidroeléctricas de pequeña escala aprovechan la energía cinética y potencial de un río. Dentro de los distintos desarrollos de estas tecnologías se clasifican como minihidráulicas o pequeñas centrales a aquellas con una influencia menor en su entorno que el de las grandes centrales de embalse o pasada. El límite de potencia instalada para considerar una central como minihidráulica no sigue un criterio común y responde a decisiones legales tomadas dentro de cada región o país. Por ejemplo, mientras la Unión Europea considera

Lebu

Cristalerías Toro

6,5

SIC

2009

Monte Redondo

Eólica Monte Redondo

37,6

SIC

2010

Punta Colorada

Barrick Gold

19,8

SIC

2011

Totoral

Norvind

45,5

SIC

2010



Tabla 5.12: Participación global de mercado de los diez principales fabricantes de turbinas eólicas. País

Participación de mercado 2008

Correlación entre promedios de velocidad de viento medidos y modelados, Período de simulación: diciembre, marzo, junio y septiembre de 2006.

2009

Vestas

Dinamarca

19,8%

12,5%

GE Energy

EE.UU.

18,6%

12,4%

Gamesa

España

12,0%

9,2%

Enercon

Alemania

10,0%

8,5%

Suzion

India

9,0%

7,2%

Siemens

Alemania

6,9%

6,7%

Sinovel

China

5,0%

6,5%

Acciona

España

4,6%

6,4%

Goldwind

China

4,0%

5,9%

Nordex

Alemania

3,8%

3,4%

Fuente: World Energy Outlook, 2010.

centrales pequeñas con una potencia menor a 10 MW, otras lo hacen con 1 MW; en Chile, se les considera pequeñas centrales a aquellas con potencia instalada menor a 20 MW, rango común al resto de Latinoamérica y China. Técnicamente, la potencia instalada no es un indicativo para diferenciar centrales a menor escala de las convencionales, ya que las primeras no son centrales en miniatura de las convencionales sino que responden a distintos criterios de diseño, equipos e intervención del entorno (Castro, Octubre, 2006). Al igual que en la generación convencional, se definen tramos recomendados para la utilización de los distintos tipos de turbinas dependiendo de las características particulares de altura y caudal. En la Figura 5.23 se muestra el rango adecuado para el uso de cada tipo de turbina.

Promedio de Viento

8

1

Estaciones con observaciones durante el periodo simulado

7

Estaciones sin observaciones durante el periodo simulado

6

Modelado (m/s)

Fabricante

Figura 5.22

5

4

3

2

1

1

2

3

4

5

6

7

8

Observado (m/s)

Fuente: Modelación del recurso solar y eólico en el norte de Chile. CNE, 2009. Fuente: Modelación del recurso solar y eólico en el norte de Chile. CNE, 2009. Figura 5.23

Potencial de energía eólica en América del Sur.

Según datos de la OCDE y la AIE en 2003, la capacidad instalada de centrales hidroeléctricas de pequeña escala en el año 2000 alcanzó 32 GW en todo el mundo. En la Figura 5.24 se muestra su evolución desde 1980, en Estados Unidos y el resto del mundo. Durante 2002, esta tecnología lideró el crecimiento de las energías no convencionales, siendo desplazada a partir de 2003 por la energía eólica, la cual ha liderado el crecimiento. En términos de desarrollo, dependiendo del escenario que se enfrente en los próximos años se estiman distintas tasas de crecimiento. En un escenario business-asusual, se estima una tasa de crecimiento de 3,2% anual entre 2000 y 2020, alcanzando una capacidad total de 62.000 MW. En un escenario de desarrollo favorable, la capacidad se podría incrementar a 84.500 MW, creciendo a una tasa de 5% promedio anual (Agencia Internacional de Energía, 2003). El uso de la energía hidráulica en países con una reserva importante de este tipo, como Chile, promueve el desarrollo de grandes proyectos hidroeléctricos, dejando de lado muchas potenciales fuentes energéticas de menor escala, las cuales han sido desaprovechadas. En particular, en el año 2007, la CNE y la Comisión Nacional de Riego desarrollaron el estudio Estimación Potencial Hidroeléctrico asociado a Obras de Riego existentes o en proyecto, cuyo objetivo fue determinar el potencial existente entre la Región de Atacama y la Región de la Araucanía asociado a obras de riego con caudales iguales o superiores a 4 m3 /s, y potencia igual o superior a 2 MW.

Values in m/s

<2 2-3 3-4 4 -5 >5

Fuente: (Kaltschmitt M., 2007) http://ipcc-ddc.cru.uea.ac.uk/.


81


Rangos de aplicación de turbinas en pequeñas centrales hidroeléctricas.

Figura 5.24

Figura 5.25

Capacidad instalada de las pequeñas centrales hidráulicas entre 1980 y 2000.


Q (m3//s)

35.000

100 70

30.000

50

Axial

30

25.000

20

20.000 15.000

Francis

10 7

10.000

5

5.000

3

0

2

1980

1985

Resto del mundo

10 MW

0.7

5

0.5

MW

0.3

5

2. MW

0.2

1

0.10

MW

0.07

25 0

3

5

7

10

20

30

50 70 100

200 300

2005

Fuente: AIE.

El estudio concluye que existe la posibilidad de desarrollar 290 centrales, con un potencial conjunto de 866 MW aproximadamente. En (Comisión Nacional de Energía C. N., Octubre, 2007) se describe con mayor detalle las características técnicas de cada obra incluida en el catastro. En la tabla 5.13 se describe el potencial en cada región estudiada.

MW

MW

0.02 2

1995

EE.UU.

5.4.3 Energía Geotérmica 4

MW

MW

0

10

50

0.03

50

0

0.05

1990

MW

1.0

15

Pelton

500 700 1000

H (m)

Fuente: Guide on How to develop a small hydropower plant. The European Small Hydropower Asociation, 2004.

Dentro de las distintas formas de energía intrínseca presentes en la Tierra, las de mayor interés son la cinética, la elástica y térmica, entre las cuales además existe un intercambio permanente. La geotermia corresponde a la energía térmica interna terrestre. La tecnología disponible actualmente permite diversas formas de aprovechamiento de esta energía con el fin de convertirla en energía útil. Para el uso de la geotermia en la producción de electricidad se han desarrollado y están en desarrollo distintas tecnologías, entre las que destacan la del tipo Flash, Vapor Seco, Binaria y de Roca Seca. La elección de una de

Tabla 5.13: Resumen de potenciales hidroeléctricos asociados al riego entre la Región de Atacama y la Región Metropolitana. Región Región de Atacama Región de Coquimbo Región de Valparaíso Región del Libertador Bernardo O’Higgins Región del Maule Región del Biobío Región de la Araucanía Región Metropolitana Total

Potencial total instalable [MW] 16,2 62,7 44,1 179,6 226,9 265,6 34,6 36,5 866,2

Factor de planta estimado preliminarmente3 0,65 0,72 0,72 0,87 0,79 0,72 0,89 0,73 0,76

Fuente: (Comisión Nacional de Energía C. N., Octubre, 2007) 3 4

82

Detalles de la metodología disponibles en (Comisión Nacional de Energía C. N., Octubre, 2007) La primera parte de esta sección se detalla en (Vargas L. )


Número de casos analizados 22 36 22 44 76 52 19 19 290


estas tecnologías depende de la conjunción de distintas características del yacimiento geotérmico, entre las que destacan:

Figura 5.26

• Existencia o no de agua en forma natural en la fuente de calor geotérmico.


• Características químicas de agua existente en el yacimiento. • Temperatura de la fuente de calor geotérmico. • Profundidad de la fuente de calor. Básicamente, una central geotérmica consiste en una perforación realizada en la corteza terrestre con el fin de alcanzar una fuente geotérmica. Su funcionamiento es relativamente simple: un tubo introducido en la perforación practicada conduce un fluido acuoso desde la fuente de calor hacia la superficie, en donde una turbina, acoplada al tubo, con un generador de energía eléctrica se encargan de transformar la energía calórica en energía eléctrica. Para la realización de esta idea se han desarrollado distintas tecnologías que tienen como denominador común el uso de un fluido en estado de vapor que es capaz de accionar una turbina a vapor y consecuentemente un generador eléctrico. Una primera clasificación de los recursos geotérmicos distingue entre los llamados hidrotérmicos naturales (Vapor Seco, Flash y Binaria) y los de roca caliente seca (Hot Dry Rock, HDR). Una segunda clasificación de las tecnologías se puede realizar a partir de aquellas tecnologías que hacen uso directo del vapor proveniente de la fuente geotérmica, utilizando vapor seco producido en forma natural (tecnología Dry Steam) o a través del bombeo en tanques de vapor a menor presión (tecnología Flash), de aquellas que utilizan un ciclo binario que aprovecha fluidos útiles con temperaturas de vaporización menores. El atractivo de una u otra tecnología depende de las características del yacimiento: temperatura del agua, permeabilidad de la formación rocosa, química del agua y profundidad de la perforación. La composición química del vapor en los yacimientos es muy variada, pudiendo contener CO2, H2S, NH3, CH4+H2, etc. En la actualidad, no se ha verificado un crecimiento significativo de esta fuente con relación a los niveles de 1990 en los países miembros de la OECD, alcanzando sólo un crecimiento promedio de 2,1% anual. Mientras en 1990 se registró una generación total de 28,6 TWh, en 2010 este valor aumentó a 43 TWh. Se destaca la ausencia de inversiones en este sector en los países americanos de la organización (EE.UU., Canadá, México y Chile) aunque la región se mantiene como la de mayor participación llegando a 55,2% en 2010. En términos absolutos, durante 2010 el mayor productor fue Estados Unidos con 17,1 TWh (39,9% del total de la OECD); seguido por México (6,6 TWh) y Nueva Zelanda (5,9 TWh). AL igual que en el caso de la energía eólica, el país con mayor crecimiento en el desarrollo de esta tecnología fue Portugal, con 21,5% de aumento anual promedio. Sin embargo, su nivel de producción anual no logró superar 200 GWh en 2010. En términos globales, se estima un aumento de la capacidad instalada a base de geotermia hasta alcanzar 42 GW de potencia y una generación bordeando 280 GWh en el año 2035. En las Figuras 5.25 y 5.26 se muestra la evolución esperada en un escenario de eliminación de subsidios a los combustibles fósiles. En el caso chileno, algunos ejemplos de manifestaciones geotérmicas son Puchuldiza y El Tatio, en el Norte Grande del país, Calabozo en la zona de

Capacidad instalada [GW] usando geotermia entre 2008 y 2015.

45 40

1

35 30 25 20 15 10 5 0 2008

2015

2020

2025

2030

Resto del mundo

EE.UU.

2035


Figura 5.27

Generación [TWh] a base de geotermia estimada entre 2015 y 2035.

Generación total (TWh)

300 250 200 150 100 50 0 2008

2015

2020

2025

Resto del mundo

2030

2035

OECD


Talca y Puyehue en las cercanías de Osorno, en la zona centro sur. El potencial de generación eléctrica por geotermia excede los 8.000 MWe (ver Figura 5.27). Sólo en el SIC, el potencial aprovechable en el corto y mediano plazo excede los 2.000 MWe, y es que la geotermia tiene la ventaja de generar energía las 24 horas del día. Se trata de sistemas modulares, es decir, un campo geotérmico se compone, en primer lugar, con una central pequeña (10 MWe a 40 MWe) y luego se agregan más módulos en la medida que el campo se explora y explota mejor. Lo anterior significa que las inversiones pueden ser escalonadas (Palma R., Vargas L., Moya O., Arellano S., Galetovic A., Jofré A., Román R., Muñoz A., Maldonado P., Diciembre, 2003). El gran inconveniente de la geotermia es el costo inicial que representa abrir un yacimiento. Si bien estudios en superficie pueden mostrar gran potencial, sólo se puede tener una prospección real del campo una vez realizados los primeros pozos. La inversión inicial puede ser del orden de US$5 millones a US$15 millones para iniciar un campo.


83


En base a estos antecedentes, y considerando la meta de poseer un 20% de generación a base de ERNC en 2020, el Ministerio de Energía impulsó la entrega de concesiones de exploración y explotación a inversionistas interesados en explotar este recurso, por medio de la Ley de Concesiones de Energía Geotérmica N°19.657 del año 2000. Hasta la fecha, existen 6 concesiones de explotación y 26 de exploración vigentes, además de un centenar de otros proyectos en solicitud. La tabla 5.14 muestra las principales características de las concesiones de explotación vigentes.

Figura 5.28

Manifestaciones geotérmicas en el territorio nacional.

Dentro de estos proyectos, Enap y Codelco forman parte de la estructura accionaria de Geotérmica del Norte S.A., en conjunto con la italiana Enel, participando en un 44% y 5% de la propiedad, respectivamente. GGE Chile SpA. es subsidiaria de la compañía norteamericana GeoGlobal Energy LLC, mientras que Magma Energy Chile pertenece a Magma Energy Corp., de capitales canadienses. Durante 2010, en la concesión de exploración Polloquere 2, cuya titularidad es de la Empresa Nacional de Geotermia (Enap 49% y Enel 51%), se avanzó con los estudios geofísicos, geológicos y de geoquímica, como parte de la campaña de exploración superficial del área. En el resto de las concesiones de energía geotérmica se realizaron distintos estudios geológicos superficiales y avances en la obtención de permisos ambientales, con el fin de continuar con la ejecución de las actividades exploratorias programadas. En las concesiones de energía geotérmica que Enap tiene con Antofagasta Minerals S.A. a través de su sociedad Energía Andina S.A., se ha avanzado en el estudio geológico y geofísico para la determinación de la ubicación de pozos exploratorios en las concesiones geotérmicas de Tinguiririca y Pampa Lirima. Esto permitiría que durante 2011 se prosiga con la perforación de pozos gradientes y eventualmente exploración profunda en dichas áreas.

Volcanes cuaternarios

Áreas de fuentes termales

Con su nombre los volcanes activos

30° - 60° C > 60° C

Referencia: Prof. Alfredo Lahsen, Universidad de Chile.

Tabla 5.14: Concesiones de explotación geotérmica vigentes. Nombre de concesión El Tatio Pampa Apacheta

Proyecto

Empresa Solicitante

Región

Superficie (Ha)

El Tatio

Geotérmica del Norte S.A.

Antofagasta

4.160

Cerro Pabellón


Antofagasta

8.100

La Torta

La Torta


Antofagasta

5.400

San Gregorio

Tolhuaca

GGE Chile SpA.

Biobío – Araucanía

7.800

Laguna del Maule

Mariposa

Magma Energy Chile S.A.

Maule

4.000

Fuente: Centro de Energías Renovables.

84



En relación con el evento de erogación y fumarola registrado durante pruebas de reinyección en uno de los pozos en la Quebrada El Zoquete, en septiembre de 2009, durante mayo de 2010 se realizó la visita al área de los consultores internacionales pertenecientes al Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), quienes emitieron un informe que identificó algunas falencias en la secuencia operativa de la reinyección y disponibilidad de equipos para el control de la erogación, el procedimiento de manejo del incidente fue el correcto, y al mismo tiempo descartaron la existencia de impactos colaterales en las manifestaciones geotermales del sector, así como la afectación de los componentes ambientales constitutivos del área (Enap, 2010).

5.4.4

Energía Solar

La energía solar es la energía radiante producida en el Sol como resultado de reacciones nucleares de fusión, en las cuales átomos de hidrógeno se convierten en helio. Esta energía puede ser aprovechada de diferentes modos, ya sea produciendo calor o electricidad. El calor se logra mediante los colectores térmicos; y la electricidad, a través de los llamados módulos fotovoltaicos, o bien a través de concentradores solares a base de espejos. La energía solar varía de un lugar a otro dependiendo de factores geográficos, época del año y condiciones de la atmósfera local. La información de la energía solar en diferentes lugares de un determinado país es recolectada por el servicio meteorológico. La tecnología de las celdas fotovoltaicas (PV) para la explotación de la energía solar es una de las fuentes renovables más conocidas. El efecto fotovoltaico es el proceso físico básico por medio del cual un panel solar convierte energía solar en corriente eléctrica. Cuando los fotones (radiación electromagnética) golpean la celda fotovoltaica, la energía de éstos es transferida a los electrones presentes en los átomos del material semiconductor. Este efecto puede ser utilizado para dar origen a una corriente eléctrica que podrá circular alimentando un circuito eléctrico externo. La típica estructura de un sistema PV está constituida por un número de módulos dispuestos en una configuración en paralelo y en serie para obtener los niveles deseados de corriente y tensión respectivamente. La potencia de un solo módulo varía entre 50 W y 100 W. La tecnología fotovoltaica tiene una gran variedad de aplicaciones, concentrándose éstas en sistemas remotos de telecomunicaciones, donde la confiabilidad y los bajos costos de mantención son los requisitos principales. Los sistemas PV también son ampliamente usados en poblaciones rurales que no tienen otro acceso para los servicios básicos de energía. Además, pueden utilizarse para proveer electricidad para una variedad de aplicaciones en iluminación, negocios pequeños y agricultura, entre otras. Por su parte, la tecnología de concentradores solares permite aprovechar la energía de la radiación solar, transformándola en energía térmica a través de sistemas de espejos parabólicos. La energía térmica es convertida a energía mecánica a través de distintas soluciones tecnológicas: turbina a vapor, calentamiento de aceite, motores Stirling. El movimiento mecánico resultante, generalmente de carácter rotatorio, es utilizado para generar electricidad a través de un generador eléctrico. Los costos de la generación eléctrica solar se encuentran en torno a los US$4.000 por kW, lo que se ha constituido en su principal freno para su integración masiva en la Zona Norte de nuestro país. Sin embargo, la reduc-

ción progresiva de los costos en los últimos años, junto al perfeccionamiento de las tecnologías, proyecta un aumento de la generación de 15,8% entre 2008 y 2035 utilizando celdas fotovoltaicas, y un incremento de 24,6% considerando concentradores solares. En las Figuras 5.28 y 5.29 se detalla la evolución de la capacidad y generación a base de energía solar agregando ambas tecnologías.

1

Esta tecnología ha sido la de mayor éxito en términos de su desarrollo dentro de las energías renovables no convencionales. En los países de la OCDE alcanzó una tasa de crecimiento promedio de 44,2% entre 1990 y 2010, debido a las políticas de implementación y tarifas especiales efectuadas en algunos de estos países. La Figura 5.31 muestra el desarrollo de los cuatro países con mayor producción fotovoltaica en el período señalado. Actualmente las centrales fotovoltaicas son, junto a las turbinas eólicas, las tecnologías que representan el mayor desarrollo en el sistema chileno. Pese a que sólo se encuentra en operación 1 MW de capacidad, existe un

Figura 5.29

Capacidad instalada [GW] usando geotermia entre 2008 y 2035.

Capacidad de generación (GW) 600 500 400 300 200 100 0 2008

2015

2020

2025

Concentradores solares

2030

2035

Fotovoltaica


Figura 5.30

Generación [TWh] a base de geotermia estimada entre 2015 y 2035.

Generación total (TWh) 1200 1000 800 600 400 200 0 2008

2015

2020

Concentradores solares

2025

2030

2035

Fotovoltaica



85


total de 3.165 MW en tramitación ambiental (694 MW con RCA aprobada y 2.471 MW en proceso de aceptación) y el Centro de Energías Renovables ha reportado el ingreso de 22 nuevos proyectos entre enero y junio de 2012, lo que equivale al 60% de todos los proyectos ERNC sometidos a tramitación en este año.

Producción de energía eléctrica usando centrales fotovoltaicas en países líderes entre 1990 y 2010.

Figura 5.31

14000 12000

8000 6000 4000 2000

Germany Spain

2009

2010e

2007

2008

2005

2006

2003

2004

2001

2002

1999

2000

1997

1998

1995

1996

1993

1994

0 1991

La cogeneración suele ocurrir cuando el proceso industrial requiere de la producción de vapor a presiones medias (refinerías, plantas de celulosa, plantas salitreras), o cuando dicho proceso genera desechos o subproductos combustibles (petcoke, corteza, aceites), circunstancias en las que resulta atractivo generar electricidad, ya sea elevando la presión o quemando esos residuos.

10000

1992

Por cogeneración se entiende la producción simultánea de energía eléctrica y energía térmica mediante un mismo proceso de generación de calor. Existen dos formas típicas de cogeneración: aquella en la que se opera según demanda térmica, en que la electricidad es el subproducto; y aquella en la que se opera según demanda eléctrica, en la cual el calor en forma de vapor o agua caliente es el subproducto.

1990

5.4.5 Cogeneración

Japan United States

Fuente: Renewables Information. IEA Statistics. IEA/OECD, 2011.

5.4.6 Biomasa

Para el Protocolo de Kyoto, la biomasa tiene un factor de emisión de dióxido de carbono (CO2) igual a cero. La combustión de biomasa produce agua y CO2, pero la cantidad emitida de dióxido de carbono fue captada previamente por las plantas durante su crecimiento. Es decir, el CO2 forma parte de un flujo de circulación natural entre la atmósfera y la vegetación por lo que no representa un incremento en las emisiones de CO2. Existen diferentes tipos o fuentes de biomasa que pueden ser utilizados energéticamente, una de las clasificaciones generalmente más aceptada es la siguiente: • Biomasa natural: Es la que se encuentra en la naturaleza sin ningún tipo de intervención humana. Los recursos generados por los desechos naturales de un bosque constituyen un ejemplo de este tipo de biomasa. • Biomasa residual seca: Se incluyen en este grupo los productos sólidos no utilizados de las actividades agrícolas y ganaderas, las forestales y de los procesos de las industrias agroalimentarias y de transformación de la madera. Algunos ejemplos de este tipo de biomasa son el estiércol, la paja, el orujo, la madera de podas y raleo, el aserrín, etc. • Biomasa residual húmeda: Son los vertidos denominados biodegradables: las aguas residuales urbanas e industriales y los residuos ganaderos principalmente purines. La fermentación de este tipo de biomasa genera un gas (biogás) que se combustiona. • Cultivos energéticos: Corresponden a cultivos realizados con la finalidad de producir biomasa transformable en biocombustible. Se encuentran en este grupo el maíz, raps, girasol y plantaciones dendroenergéticas.

86


Figura 5.32

Comparación de la radiación solar (kWh/m2) para distintos lugares de Chile.

350

300

Radiación Solar Global (kWh/m2)

Se entiende por biomasa al conjunto de materia orgánica renovable de origen vegetal, animal o procedente de la transformación natural o artificial de la misma. La energía de la biomasa corresponde entonces a toda aquella energía que puede obtenerse de ella, bien sea a través de su quema directa o su procesamiento para conseguir otro tipo de combustible tal como el biogás o los biocombustibles líquidos.

250

200

150

100

50

0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

meses del año Calama Punta Arenas Diego de Almagro Copiapó Chañaral

Fuente: Archivo Nacional de Datos Solarimétricos, UTFSM, 2008.

Los usos de la biomasa en aplicaciones energéticas son principalmente la producción de gas, energía calórica (térmica) y energía eléctrica. Según datos de la AIE, la capacidad instalada en centrales generadoras de electricidad que usan biomasa y desechos en 2008 ascendía a 52 GW, con una producción de 131 GWh, correspondiente al 1% del total mundial. Bajo un escenario favorable de políticas conducentes a disminuir el uso de combustibles fósiles, este porcentaje podría aumentar a 4%. En las Figuras 5.32


y 5.33 se muestra el desarrollo de la capacidad instalada y la producción de energía eléctrica entre 2008 y 2035.

Figura 5.33

Potencial de energía solar en América del Sur.

Actualmente la biomasa es utilizada en Chile para producir electricidad e inyectarla a la red, mediante plantas de cogeneración eléctrica que aprovechan los residuos energéticos (licor negro, cortezas) de otros procesos industriales tal como la producción de celulosa. Se encuentran en operación en el SIC las siguientes plantas de cogeneración que utilizan residuos forestales para la generación de electricidad y califican dentro de la Ley ERNC: Laja (12,7 MW), Constitución (11,1 MW), Escuadrón (15 MW), Nueva Aldea II (37 MW), Masisa (11,1 MW), Energía Pacífico (15,6 MW), Loma Los Colorados II (7,1 MW), Lautaro (25 MW) y la ampliación de la central Arauco (15 MW).

1

Un significativo aporte al uso de las energías renovables no convencionales lo constituye la extracción del biogás desde vertederos de basura. Posteriormente éste es procesado y se utiliza, en forma comercial, como componente del gas de ciudad en Santiago y Valparaíso. En junio de 2010 entró en operación en el SIC la planta de generación eléctrica con biogás de 2 MW perteneciente a la empresa KDM, propietaria y operadora del relleno sanitario Loma los Colorados ubicado en la comuna de Tiltil de la Región Metropolitana.

Values in kWh/m2

<800 - 1,200 1,200 - 1,600 1,600 - 2,000

En 2008, por encargo de la CNE, se publicó el estudio Potencial de biomasa forestal: Potencial de generación de energía por residuos del manejo forestal en Chile, donde se analizan las posibilidades de desarrollar en Chile la generación de energía a partir de residuos del manejo de la biomasa forestal. La generación de energía eléctrica a partir del material leñoso, residuos de la industria forestal y residuos forestales propiamente tales, abre las oportunidad de su aprovechamiento energético masivo, dado el desarrollo de las tecnologías forestales y de combustión. Adicionalmente, los proyectos que utilicen biomasa forestal para la generación de energía eléctrica son considerados como una contribución a la mitigación del efecto invernadero. En la tabla 5.15 se muestra el origen de los distintos residuos madereros, generado por el manejo forestal y por la industrialización de las trozas y maderas intermedias. A partir de la estimación de los potenciales de generación, el informe colige que la opción de generar electricidad a partir de biomasa forestal proveniente de residuos de manejo forestal es atractiva, determinando un potencial téorico de generación preliminar. El potencial teórico está definido como la cantidad de energía por toda la biomasa disponible para generación, en condiciones teóricas de humedad y de poder calorífico de la biomasa. Para calcular este valor, se utilizó un factor de aprovechamiento de la biomasa de 75%, producto de la necesidad de mantener al menos la cuarta parte de los residuos en el bosque para asegurar buenas condiciones de suelos para el manejo forestal. Por otra parte, se aplicaron factores de utilización de 50% como mínimo y 75% como máximo para fines de generación eléctrica (Comisión Nacional de Energía G., enero 2008).

Fuente: (Kaltschmitt M., 2007) http://ipcc-ddc.cru.uea.ac.uk/.

Figura 5.34

Capacidad instalada [GW] usando biomasa entre 2008 y 2015.


300 250 200 150 100 50 0 2008

2015

2020

OECD

2025

2030

2035

Resto del mundo


El resultado obtenido es un potencial nacional entre 310 MW como mínimo y 470 MW como máximo, estimado al año 2006. En la Figura 5.34 se resume la distribución de los valores obtenidos de potencia instalable factible mínima y máxima según región. Estos valores consideran el valor mínimo para el período 2016-2017.


87


El estudio indica que si bien la región del Biobío posee el mayor potencial energético, es también aquella donde prevalecen y se ubican las mayores extensiones de bosques, y donde las grandes compañías mantienen instaladas sus plantas de pulpa, papel, aserraderos o tableros, haciéndola en algo más de 71% una región preeminentemente de influencia industrial, lo cual en cierta forma se considera como una barrera de entrada al emprendimiento de proyectos de generación eléctrica independientes.

Figura 5.35

Generación total (TWh) 1600 1400 1200

En las otras regiones, la situación es algo diferente. Las áreas de mediana y baja influencia industrial son menores, lo cual presenta interesantes opciones para la instalación de centrales que utilicen como combustible la biomasa forestal.

1000

Otra interesante aplicación de la energía de la biomasa se encuentra en la generación de electricidad en localidades rurales aisladas. En el año 1999, la CNE en conjunto con el PNUD implementó, en el marco del Programa de Electrificación Rural, un proyecto piloto para generar electricidad, a partir de la gasificación de la biomasa y abastecer de energía eléctrica a 31 familias de la localidad de Metahue, Isla Butachauques, en la Región de los Lagos.

200

5.4.7 Energía de los mares Existen varias formas para aprovechar la energía de los mares. Generalmente se distingue entre instalaciones que utilizan el flujo y reflujo de las mareas, las centrales mareomotrices, y otro tipo de centrales que aprovechan el movimiento de las olas. Prácticamente todas las diferentes tecnologías se encuentran todavía en un estado inicial de investigación y ensayo. No obs-

Generación [TWh] a base de energía eólica estimada entre 2015 y 2035.

800 600 400

0 2008

2015

2020

OECD

2025

2030


tante, se considera a los océanos como una de las considerables fuentes de energía del futuro. Dentro de los sistemas de generación que operan en la actualidad destaca la mareomotriz. La primera central mareomotriz se instaló en el Estuario de Rance, en la costa del océano Atlántico en Francia, en 1967. Esta central

Tabla 5.15: Residuos industriales por industria. Tipo de bosque

Manejo forestal Desecho de podas

Industria para cada tipo de bosque Aserrío

Desecho Corteza

Desecho de raleos

Aserrín verde

Desecho corta final

Tapas y cantonera Remanufacturas

Pino radiata

Aserrín seco Virutas Despuntes Polvo de lija

Desecho de podas Eucalipto

Celulosa

Corteza

Aserrío

Corteza

Desecho de raleos

Aserrín verde

Desecho corta final

Tapas y cantonera

Desecho corta final

Celulosa

Corteza

Aserrío

Corteza Aserrín verde

Bosque nativo

Tapas y cantonera Confección de leña

Fuente: Potencial de biomasa forestal: Potencial de generación de energía por residuos del manejo forestal en Chile, CNE, GTZ. 2008

88


2035

Resto del mundo


Figura 5.36

Distribución de potencia factible por región a 2006.

Figura 5.37

Potencia eléctrica factible (MW)

250

Capacidad instalada [GW] de generación usando energía del mar.


Mínima Máxima

18

200

16

1

14

150

12

100

10 8

50

6

0

VI

VII

VIII

IX

X

Regiones

Fuente: Potencial de biomasa forestal: Potencial de generación de energía por residuos del manejo forestal en Chile, CNE, GTZ. 2008.

4 2 0

2008

2015

2020 OECD

consiste en una presa de 750 metros de longitud, con un embalse de 22 km2 de superficie. Posteriormente, en 1984 comenzó el funcionamiento de una central dotada con turbinas Strafflo y 18 MW de potencia en la bahía Fundy, Canadá, donde se dan las mayores mareas del mundo. La gran innovación de este equipamiento radica en la concepción misma de las turbinas, dado que el generador eléctrico está dispuesto circundando los alabes, en vez de ser instalado a continuación del eje de la turbina, de forma tal que el generador no se interpone al flujo del agua. Otra tecnología usa molinos parecidos a los aerogeneradores, debajo del agua, aprovechando las corrientes marinas. Entre otros, estos molinos han sido instalados como proyectos de investigación, denominado “Seaflow” en el Mar del Norte.

2025

2030

2035

Resto del mundo


Figura 5.38

Generación [TWh] en base a energía del mar estimada entre 2015 y 2035.

Generación total (TWh) 70 60 50 40

Por otro lado, también se ha investigado utilizar el gradiente térmico de los océanos, aprovechando la diferencia en temperaturas a diferentes profundidades. Existe en desarrollo una nueva tecnología aparentemente promisoria, denominada Pelamis, por sus elementos largos y delgados flotadores. Estas instalaciones de aproximadamente 150 metros de largo y 3,5 metros de diámetro, aprovechan los movimientos ascendentes y descendentes del agua de mar para mover un generador. En el año 2006, tres unidades Pelamis con una capacidad de 750 kW cada uno fueron instaladas, como un proyecto comercial, en el puerto de Peniche, Portugal.

30 20 10 0

2008

2015

2020

OECD

2025

2030

2035

Resto del mundo


Las proyecciones de la energía del mar apuntan a instalaciones en forma de parques, parecidos a los parques eólicos. En el caso de los Pelamis, se habla de “granjas de olas” que pueden ocupar aproximadamente un kilómetro cuadrado de océano. Las Figuras 5.35 y 5.36 muestran las proyecciones de desarrollo de esta tecnología en términos de capacidad instalada y generación al año 2035. El primer estudio sobre las posibilidades del país de incorporar este tipo de generación fue encargado por el Banco Interamericano de Desarrollo a Garrad Hassan, y determinó nueve sitios potenciales para el desarrollo de este tipo de proyectos. Las ubicaciones más favorables detectadas por el estudio para proyectos undimotrices (a base de olas) se resumen en la tabla 5.16.


89


Tabla 5.16: Sitios prioritarios para el desarrollo de proyectos undimotrices considerando una granja Pelamis de 30MW (1km2). Región

Puerto más próximo

Distancia promedio a S/E más cercana (km)

V

Ventanas

6

Conexión al SIC más cercana 220kV

Potencial local promedio (kW/m)

Producción anual para una granja de 30 MW (GWh/año)

37

54,55

V

San Antonio

16

66kV, 110kV

37

54,55

VIII

San Vicente

13

66kV, 220kV

44

64,75

VIII

Coronel

10

66kV, 220kV

44

64,75

X

Corral

17

66kV, 220kV

51

75,05

X

Puerto Montt

27

66kV, 110kV, 220kV

58

85,35

Fuente: (Hassan, 2009)

En el caso de la energía mareomotriz, se recomiendan tres ubicaciones, detalladas en la tabla 5.17. Tabla 5.17: Sitios prioritarios para el desarrollo de proyectos mareomotrices considerando una granja mareomotriz genérica de 30MW. Puerto más próximo

Distancia promedio a S/E más cercana (km)

Conexión al SIC más cercana

Potencial local promedio (kW/m2)

Producción anual para una granja de 30 MW (GWh/año)

Chacao

Cabo Froward – Puerto Montt

0-10

110kV, 220kV

3,8-5,2

101-152

Golfo del Corcovado

Cabo Froward – Puerto Montt

30 (aprox.)

66kV, 110kV

0,72

19

Estrecho de Magallanes

Austral

-

-

3,6

99-126

Región

Fuente: (Hassan, 2009)

El informe estima que Chile podría jugar un papel decisivo a nivel internacional si decide apostar por esta tecnología. Además, con sólo un 10% de aprovechamiento de la energía mareomotriz disponible, podría igualar la capacidad del Sistema Interconectado Central. Junto con ello, se destaca la seguridad energética, bajo impacto ambiental y la reducción en los costos de generación que compensarían la elevada inversión necesaria.

5.4.8 Shale Gas El desarrollo de recursos de gas no convencionales ha adquirido gran relevancia en el último tiempo, aunque el conocimiento de estas fuentes se mantiene hace décadas. En la actualidad, la definición de gas no convencional está referida a una parte del recurso cuya producción ha sido considerada tradicionalmente compleja y costosa, distinguiendo tres categorías (Agencia Internacional de Energía, 2012): • Shale gas: Corresponde al gas natural contenido dentro de una roca clasificada como esquisto (shale). Estas formaciones se caracterizan por presentar una baja permeabilidad, con una capacidad más limitada del gas para fluir a través de la roca en relación al gas tradicional. Estas formaciones son ricas en materia orgánica y, a diferencia de muchos depósitos de hidrocarburos, típicamente son la fuente original del gas, es decir, el shale gas es gas que se ha mantenido atrapado o cercano a su roca. • Gas metano de carbón (Coalbed Methane): Considera al gas natural contenido en capas de carbón. Aunque su extracción inicial se llevaba a cabo para

90


hacer las minas más seguras, ahora se produce típicamente desde vetas de carbón no explotables. • Tight gas: Es un concepto general acuñado para gas natural encontrado en formaciones de baja permeabilidad. Generalmente, se asocia al gas cuya baja permeabilidad reduce la factibilidad de los procesos tradicionales y requiere técnicas especiales, como el fracturamiento hidráulico. En cualquiera de estos casos la baja porosidad de las rocas (dificultad para almacenar el gas) así como la menor tasa de captación implican que el volumen extraíble de hidrocarburos por unidad de área sea usualmente un orden de magnitud menor que el gas convencional. Para lidiar con la baja permeabilidad se han perfeccionado otros métodos de extracción con el fin de alcanzar mayores tasas de producción. En general, el proceso de extracción se inicia con la fase de perforación, la cual es la más visible e invasiva, dado el alto número de pozos requeridos. En la superficie, las plataformas de perforación, el equipamiento asociado y los pozos que acumulan fluidos y desechos utilizan típicamente un área del orden de los 10.000 m2. Por su parte, la instalación de una nueva ubicación puede llevar al uso de 100 a 200 camiones transportadores para los equipos y posteriores insumos necesarios durante la faena. La elección del sitio no sólo debe cumplir con requisitos en materia geológica, sino que con otras necesidades ligadas a la gestión de los recursos humanos: cercanía a lugares poblados, infraestructura, disponibilidad de


agua y clima favorable. Una vez iniciado el proceso de perforación, su duración es variable, dependiendo de la profundidad de los pozos y las características de la roca encontrada. Una vez que el pozo ha sido perforado, se inicia el proceso de comunicación entre la roca y el pozo. La presión en el pozo disminuye con el fin de que los hidrocarburos puedan fluir desde la roca, por efecto de los diferenciales de presión. Este movimiento será muy lento para el shale gas y el tight gas debido a la baja permeabilidad de la roca. Dado que las tasas de extracción son un factor decisivo en la viabilidad económica de este tipo de iniciativas, una tasa muy baja puede ser insuficiente para compensar los altos costos de inversión y operación de la faena y entregar una rentabilidad adecuada. Es por ello que se han desarrollado diversas tecnologías para acelerar el proceso de extracción en los depósitos. La primera consiste en la inyección de pequeñas dosis de ácidos fuertes para disolver los minerales y aumentar artificialmente la permeabilidad de la roca. Este mecanismo es uno de los más antiguos y aún sigue siendo utilizado, especialmente en pozos con largas secciones horizontales o laterales (Figura 5.39), incrementando las tasas de extracción. Otra de las técnicas es el fracturamiento hidráulico (Hydraulic Fracturing o Fracking), desarrollado desde 1940, el cual consiste en el bombeo del fluido a alta presión en el pozo, y luego hacia la roca objetivo. Esto genera fisuras milimétricas que se pueden extender a decenas o cientos de metros desde el pozo. Para mantener las fracturas abiertas, se introducen pequeñas partículas al fluido bombeado con el fin de mantener una mayor permeabilidad y así facilitar el escape del gas. Durante el proceso de producción, los pozos reciben hidrocarburos y desechos, los cuales deben ser manejados y transportados hacia instalaciones de procesamiento que generalmente sirven a varios pozos. En el caso del gas convencional, esta fase dura alrededor de 30 años, mientras que para el shale gas el período es similar pero las curvas de producción exhiben altos valores al comienzo y luego decrecen fuertemente a valores entre el 50% y 75% de la producción inicial, finalizando la extracción en muchos casos al cabo de unos pocos años (Agencia Internacional de Energía, 2009). El desarrollo de la ingeniería y el equipamiento, en conjunto con estos métodos, explican el fuerte incremento en la producción de shale gas en los Estados Unidos a partir de 2005. La Figura 5.39 resume las etapas de perforación y captura del gas así como algunos de los posibles daños medioambientales que podría causar su extracción. La Agencia Internacional de Energía anuncia que el gas natural podría entrar a una “era dorada” gracias a la explotación de estas nuevas fuentes de recursos no convencionales (shale gas, tight gas y coalbed methane), en la medida que estos recursos sean explotados en forma sustentable, lo que no se encuentra asegurado en la actualidad. El proceso de extracción es intensivo, imponiendo en general una mayor huella medioambiental que los métodos tradicionales. El requerimiento de un alto número de pozos y de procesos como el fracturamiento hidráulico, que necesita impulsar el gas desde los pozos, se suma a los posibles efectos sobre las comunidades en relación al uso de sus tierras y agua. El requisito anunciado a esta industria por reguladores y potenciales clientes para que pueda establecerse como una solución rentable y sustentable a la escasez de recursos

Figura 5.39

Técnicas de producción de shale gas y posibles daños ambientales.

1

Fuente: Agencia Internacional de Energía, 2012.

energéticos es que, más allá de alcanzar un menor precio que el carbón, logre también reducir los potenciales daños en las zonas donde se extrae, así como la huella de carbono asociada al procesamiento y posterior distribución del gas. La disponibilidad del recurso a nivel regional y mundial ha sido estimado por la Agencia Internacional de Energía y la OECD a partir de diversos estudios5. Tabla 5.18: Recursos de gas natural estimados en 2011 por tipo y región (en trillones de metros cúbicos) Total No Convencional convencional Europa del Este/Eurasia Medio Oriente Asia Pacífico Países OECD América África América Latina Países OECD Europa Total Mundo

No convencional Tight Shale Coalbed gas gas Methane

131

43

10

12

20

125

12

8

4

-

35

93

20

57

16

45

77

12

56

9

37

37

7

30

0

23

48

15

33

-

24

21

3

16

2

421

331

76

208

47

Fuente: Agencia Internacional de Energía, 2012.

5 En particular, para el caso del shale gas, las estimaciones se basan en el trabajo inicial de Rogner (1997) y reportes publicados en 2011 por el Departamento de Energía de Estados Unidos, donde estudian la disponibilidad es 14 regiones fuera de este país. Sin embargo, otras fuentes estiman cifras distintas (algunas más optimistas y otras más conservadoras) dependiendo de la metodología empleada. Estas estimaciones aún mantienen la discusión vigente.


91


Se puede afirmar que las reservas de shale gas alcanzarían 208 trillones de metros cúbicos, las de tight gas llegarían a 76 trillones y las de gas metano de carbón a 47 trillones (Tabla 5.18). Las reservas de gas convencional se concentran en Rusia y países del Medio Oriente, mientras que las fuentes no convencionales están distribuidas mayoritariamente en países que son importadores netos y enfrentan una creciente dependencia, como China y Estados Unidos (Figura 5.40).

Recursos de gas estimados en 2011 por tipo y región..

Figura 5.40 Russia

Conventional

United States China

Tight

Iran Saud Arabia

Shale

Australia Coalbed methane

Qatar Argentina Mexico

Canada Los costos de desarrollo y producción de fuentes Venezuela de gas no convencionales consisten en costos de Indonesia capital, costos operacionales, costos de transporte Norway y cargas tributarias (impuestos y royalties). En Nigeria comparación a las fuentes convencionales, los Algeria costos de capital son considerablemente mayores 0 25 50 75 100 125 150 en el caso del shale gas, producto de técnicas tcm más intensivas como las descritas anteriormente; los costos de operación pueden diferir de acuerdo Fuente: Agencia Internacional de Energía, 2012. a las condiciones del lugar de emplazamiento de las faenas, mientras que los costos de transporte no varían para las distintas fuentes. Finalmente, las condiciones de tribu• GasAtacama ha informado a través de su sitio web sus planes de inversión tación varían entre las distintas regiones, y podrían ser distintos para cada para ofrecer a las grandes compañías mineras un suministro de bajas emitipo de gas. Podría ocurrir por ejemplo que un país quiera dar un impulso siones y precio competitivo con el carbón. Para ello busca acceso al mercado a la industria no convencional otorgando subsidios o beneficios tributarios del gas natural en EE.UU., a servicios de licuefacción y transporte, y a servimanteniendo la extracción de gas convencional con esquemas más rígidos. cios de regasificación de GNL en Chile, el cual se facilitaría por medio de un Para observar las diferencias producidas por estas variables la Tabla 5.19 sistema Floating Storage Regasification Unit. La viabilidad de estas iniciativas presenta los costos estimados para viabilizar un proyecto libre de riesgo con dependerá de la demanda contratada. una tasa de retorno de 10% en distintos países del mundo. • GNL Mejillones (propiedad de GDF Suez y Codelco) busca que sean sus Tabla 5.19: Estimación de costos de desarrollo y producción de gas natural clientes quienes negocien individualmente o en conjunto con algún exportaen distintas regiones (valores en dólares de 2010 por MBtu). dor, ofreciendo a partir de 2013 los servicios de recepción, regasificación y almacenamiento. Fuentes de extracción

Covencional

Gas de carbón metano

Shale gas

Estados Unidos

3-7

3-7

3-7

Europa

5–9

5 - 10

5–9

China

4-8

4-8

3–8

Rusia

0 – 2; 3 – 7*

-

3–5

Qatar

0–2

-

-

* El menor rango para Rusia representa la producción tradicional en regiones de Siberia Occidental y Volga-Urais; el mayor rango corresponde a proyectos mar adentro (Siberia Oriental), en tierra y nuevos hallazgos en el Ártico. Fuente: Agencia Internacional de Energía, 2012.

Este escenario internacional favorable ha influido en la planificación de mediano plazo de los actores del mercado nacional, quienes pronostican un cambio en la demanda de gas natural como sustituto del carbón en los próximos años. El aumento de la producción del shale gas y las señales de precios del Henry Hub hacen pensar que es muy posible que Estados Unidos y otros países suscriban contratos de importación para suministrar sus consumos. En particular, tres actores del mercado barajan actualmente distintas opciones para incorporar el shale gas en la matriz energética del país:

92


• GNL Chile (propiedad de Endesa, Enap y Metrogas) buscan diversificar sus fuentes de importación de shale gas a partir de 2016. En Estados Unidos, sólo una planta cuenta actualmente con permisos de licuefacción (Sabine Pass, perteneciente a Cheniere), por lo que se evalúan otras opciones. Entre sus alternativas también aparecen proveedores de GNL convencional de Angola, Tanzania y Mozambique.

5.4.9 Diagnóstico de barreras a las ERNC Los cambios legales descritos en este documento han condicionado de manera importante las perspectivas de desarrollo futuro de las ERNC en el país. Se ha argumentado que las modificaciones legales tienen por objetivo central: • Aumentar la seguridad de suministro a través de una diversificación de la matriz energética. • Aumentar la eficiencia de suministro. • Estimular un desarrollo ambientalmente sustentable. • Eliminar las barreras existentes. Por su parte, un análisis de la realidad nacional permite identificar algunos elementos que dificultan la entrada de estas nuevas tecnologías, entre los que destacan:


• Incertidumbre en cuanto a costos reales de inversión y operación en el caso de Chile. • Inseguridad en la compra de energía. • Precio de compra de la energía muy bajo en comparación con costos de inversión actuales en dichas tecnologías. • Dificultad para inyectar energía en redes de media o baja tensión, tanto por razones administrativas como legales. Para los tres primeros puntos, los efectos de los cambios reglamentarios podrían ser considerados marginales. En efecto, la meta de un 10% de las ventas de energía para 2024, si bien constituirían un aporte a la seguridad y al medio ambiente, resulta en un cambio menor respecto de una situación esperada. En relación a la eficiencia de suministro, no es claro que el desempeño económico del sector eléctrico mejore. Las señales de precio, sumadas a los límites mínimos de penetración definidos, pueden dar lugar a decisiones de inversión de las empresas privadas que se traduzcan, en definitiva, en un aumento de los precios finales a los consumidores. Sin embargo, las modificaciones introducidas parecen tener un efecto muy directo en la eliminación de barreras a la integración de ERNC en los sistemas eléctricos nacionales. En Economía, una barrera se refiere a todos aquellos obstáculos que surgen en el camino de una empresa que quiere ‘ingresar a’ (barrera de entrada) o ‘salir de’ (barrera de salida) un mercado. Las barreras de entrada y salida son una medida de la competitividad de un mercado. A continuación se enumera un conjunto de barreras que han sido abordadas, en mayor o menor grado, por los cambios reglamentarios experimentados: • Participación en el mercado: La Ley Corta II y el DS 244 de 2005 permiten asegurar a las ERNC una participación en las transferencias de energía y potencia del mercado mayorista. Esta participación regulada sirve a las empresas ERNC como referente para una eventual negociación bilateral con las empresas de distribución, bajo condiciones más atractivas. • Acceso a redes: En la medida que las empresas de distribución controlan la infraestructura esencial, es decir, las líneas de distribución que permiten acceder al consumidor final, la no definición de los peajes dificulta el acceso de cualquier agente distinto de la distribuidora a este potencial cliente. Los cambios reglamentarios definieron los peajes de distribución de manera de asegurar una postura neutral para la empresa distribuidora. Por otra parte, se reconoce que los costos de conexión de una empresa ERNC deben tomar en cuenta las inversiones requeridas, pero también los ahorros para la empresa distribuidora. Si bien el tema no ha sido reglamentado con claridad, se reconoce un avance en la materia que elimina barreras de conexión a las redes. • Precios, financiamiento: Con el fin de poder entregar mayor claridad respecto de los ingresos esperados en un proyecto ERNC, la reglamentación ha incluido una metodología para referir los precios del mercado mayorista a las barras de inyección de los proyectos ERNC. Asimismo, se ha incorporado un mecanismo de estabilización de precios, que busca eliminar barreras financieras presentes en los procesos de negociación de créditos para estos proyectos. Una mayor facilidad en la estimación de los precios futuros permitiría una estimación más simple de los ingresos esperados por parte del inversionista de ERNC.

• Tecnología: El desconocimiento en el país de tecnologías genera una barrera de conocimiento que tiende a inhibir la incorporación de las ERNC. Este desconocimiento se manifiesta en una mayor incertidumbre respecto de los costos de operación, mantenimiento y formas de aplicación de reglamentos específicos. La obligatoriedad de incorporación de energía a base de ERNC definida en la Ley N°20.257 sin duda que contribuye a derribar este tipo de barreras, permitiendo la diseminación del conocimiento en el uso de estas tecnologías. Es discutible si el efecto de poder derribar esta barrera es consistente con posibles efectos negativos de este cambio legal en la operación del mercado (precios, costos).

1

• Económicas: La liberación parcial o total de pagos de peajes del sistema troncal sin duda que tiene un efecto en el flujo de caja de un proyecto de ERNC. El sustento económico de esta liberación radicaría en reflejar una externalidad positiva de los desarrollos renovables de tipo distribuido, ya que evitarían o retrasarían inversiones en los sistemas de transmisión al abastecer localmente consumos eléctricos. Por su parte, la Ley N°20.257 también tiene un efecto económico directo al fijar una cuota mínima de energía renovable en el sistema. Sin embargo, en este caso, el efecto se percibe como un subsidio directo en la medida que la tecnología no sea competitiva. • Conocimiento, cultura: La incorporación de estas tecnologías plantea barreras de conocimiento y culturales que pueden ser abordadas a través de iniciativas tales como: creación de programas de perfeccionamiento, educación en eficiencia energética y recursos naturales, proyectos de investigación asociados. Ejemplos de estas iniciativas son el Programa País de Eficiencia Energética (PPEE) y los Consorcios de Innovación de Corfo.

5.4.10 Definición de medios de generación de ERNC De acuerdo a la última modificación de la LGSE (Ley N°20.257), los medios de generación renovables no convencionales (ERNC) son los que presentan cualquiera de las características que se nombran a continuación (Tabla 5.20): 1) Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía de la biomasa, correspondiente a la obtenida de materia orgánica y biodegradable, la que puede ser usada directamente como combustible o convertida en otros biocombustibles líquidos, sólidos o gaseosos. Se entenderá incluida la fracción biodegradable de los residuos sólidos domiciliarios y no domiciliarios. 2) Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía hidráulica y cuya potencia máxima sea inferior a 20.000 kW. 3) Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía geotérmica, entendiéndose por tal la que se obtiene del calor natural del interior de la tierra. 4) Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía solar, obtenida de la radiación solar. 5) Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía eólica, correspondiente a la energía cinética del viento. 6) Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía de los mares, correspondiente a toda forma de energía mecánica producida por el movimiento de las mareas, de las olas y de las corrientes, así como la obtenida del gradiente térmico de los mares.


93


Tabla 5.18: Medios de generación no convencional establecidos en la ley de ERNC. Medio de generación

Descripción general

Geotermia

Energía obtenida del calor natural de la tierra

Eólica

Energía obtenida de la conversión de la energía cinética del viento

Solar

Energía obtenida por radiación solar

Biomasa

Obtenida a partir de materia orgánica y biodegradable sólida, líquida o gaseosa; la cual será usada directamente como combustible. Se considera como biodegradable la fracción obtenida de desechos domiciliarios

Mareomotriz

Corresponde la energía de los mares, producida por mareas, olas y corrientes así como por el gradiente térmico del mar

Pequeñas hidráulicas

Centrales con potencia instalada menores a 20 MW

Cogeneración

Energía obtenida de proceso de elevado rendimiento energético que genere energía y calor de una potencia menor a 20 MW

7) Otros medios de generación determinados fundadamente por la Comisión Nacional de Energía, que utilicen energías renovables para la generación de electricidad, contribuyan a diversificar las fuentes de abastecimiento de energía en los sistemas eléctricos y causen un bajo impacto ambiental, conforme a los procedimientos que establezca el reglamento.

Figura 5.41

Clasificación de medios de generación renovables no convencionales.

Asimismo, se definen los siguientes conceptos: • Energía Renovable No Convencional: aquella energía eléctrica generada por medios de generación renovables no convencionales. • Instalación de cogeneración eficiente: instalación en la que se genera energía eléctrica y calor en un solo proceso de elevado rendimiento energético, cuya potencia máxima suministrada al sistema sea inferior a 20.000 kW y que cumpla los requisitos a establecerse en un futuro reglamento. En especial, no se considera ERNC las instalaciones de cogeneración eficiente a menos que utilicen biomasa como energético primario u otro energético primario de tipo renovable. La clasificación de medios de generación renovables no convencionales, presentada en la sección anterior, agrupa un conjunto de sub clasificaciones a las que la Ley N°19.940, Ley N°20.257 y el reglamento del DS 244 han conferido derechos y obligaciones particulares. La Figura 5.41 muestra en forma esquemática los distintos medios de generación y sus interrelaciones.

Fuente: Compendio Energético 2010.

5.4.11 El marco regulatorio para las ERNC

Clasificación: 1) PMGD: Medios de generación cuyos excedentes de potencia sean menores o iguales a 9.000 kW, conectados a instalaciones de una empresa concesionaria de distribución, o a instalaciones de una empresa que posea líneas de distribución de energía eléctrica que utilicen bienes nacionales de uso público. A los PMGD se les confiere el derecho a conectarse a las redes de distribución. 2) PMG: Medios de generación cuyos excedentes de potencia suministrables al sistema sean menores o iguales a 9.000 kW conectados a instalaciones pertenecientes a un sistema troncal, de subtransmisión o adicional. 3) MGNC: Medios de generación cuya fuente sea no convencional y sus excedentes de potencia suministrada al sistema sean inferiores a 20.000 kW. La categoría de MGNC no es excluyente con las categorías indicadas en los literales precedentes. Por otro lado, considerando la cogeneración eficiente a base de combustibles fósiles, esta categoría también puede incluir proyectos clasificados como energías convencionales.

94

Nota: CHP: Combined heat and power MGNC: Medio de Generación No Convencional PMG: Pequeño Medio de Generación PMGD: Pequeño Medio de Generación Distribuido


El marco normativo del sector eléctrico chileno, cuyos hitos principales se detallan en la Figura 5.42, en su origen no realiza una distinción normativa para las energías renovables no convencionales. Sin embargo, las modificaciones de la LGSE, oficializadas en marzo de 2004 mediante la Ley N°19.940, modificaron un conjunto de otros aspectos del mercado de generación eléctrica que afecta a todos los medios de generación, introduciendo elementos especialmente aplicados a las ERNC. Se abre el mercado spot y se asegura el derecho a conexión a las redes de distribución de pequeñas centrales, tamaño en el que normalmente se encuentran muchas ERNC, con lo que aumentan las opciones de comercialización de la energía y potencia de dichas centrales. Adicionalmente, establecen una exención de pago de peajes por el sistema de transmisión troncal para los MGNC (con un tratamiento diferenciado para unidades menores a 9 MW, de las mayores a 9 MW y hasta 20 MW). Lo anterior, junto con ser un beneficio para esas fuentes, es un reconocimiento de una externalidad positiva debido al bajo impacto que ellas tendrán sobre los sistemas de transmisión y sobre las inversiones asociadas a su ampliación.


Figura 5.42

Cronología del proceso normativo. Norma técnica de seguridad y calidad de suministro Gride code

Ley 20.018

Ley General de Servicios Eléctricos

2006

Law 20.018

2005

General Law of Electric Services

1981

Reglamento Eléctrico

Ley 19.940

Electric rules

2004

Law 20.257

2008

Law 19.940

1997 1997 1999

1981

1985

1990

1

Ley 20.257

2008

1995

2000

5.4.12 Ley de Energías Renovables No Convencionales (Ley N°20.257)

Figura 5.43

2005

2010

Fuente: Elaboración propia

Asimismo, el 1 de abril de 2008 entró en vigencia la Ley N°20.257 que establece una obligación para las empresas eléctricas de que un porcentaje de la energía comercializada a partir de 2010 provenga de fuentes ERNC6. Específicamente se trata de lo siguiente: • Cada empresa eléctrica que efectúe retiros de energía desde los sistemas eléctricos con capacidad instalada superior a 200 MW para comercializarla con distribuidoras o con clientes finales, deberá acreditar que una cantidad de energía equivalente al 10% de sus retiros en cada año calendario haya sido inyectada a cualquiera de dichos sistemas, por medios de generación renovables no convencionales, propios o contratados. • Entre los años 2010 y 2014 la obligación de suministrar energía con medios renovables no convencionales será de 5%. A partir de 2015, este porcentaje se incrementará gradualmente en 0,5% anual, hasta llegar al 10% en el año 2024. Este aumento progresivo se aplicará de tal manera que los retiros afectos a la obligación el año 2015 deberán cumplir con un 5,5%, los del año 2016 con un 6% y así sucesivamente, hasta alcanzar el año 2024 el 10% provisto, como muestra la Figura 52. • La empresa eléctrica que no acredite el cumplimiento de la obligación al 1 de marzo siguiente al año calendario correspondiente, deberá pagar un cargo, cuyo monto será de 0,4 UTM por cada MWh de déficit respecto de su obligación. Si dentro de los tres años siguientes incurriese nuevamente en incumplimiento de su obligación, el cargo será de 0,6 UTM por cada MWh de déficit. • Esta obligación rige a contar del 1 de enero del año 2010, y se aplica a todos los retiros de energía para comercializarla con distribuidoras o con

Obligaciones anuales establecidas en la Ley 20.257.

[%]

10%

5%

2010

2015

2020

2025

año


clientes finales cuyos contratos se suscriban a partir del 31 de agosto de 2007, sean contratos nuevos, renovaciones, extensiones u otras convenciones de similar naturaleza. • Las obligaciones pueden acreditarse con indiferencia del sistema interconectado en que se realicen las inyecciones (SIC o SING). • Cualquier empresa eléctrica que exceda su obligación de inyecciones de energía renovable no convencional podrá convenir el traspaso de sus excedentes a otra empresa eléctrica, los que podrán realizarse incluso entre empresas de diferentes sistemas eléctricos.

6 En la terminología internacional este modelo se conoce como un modelo de cuotas, a diferencia del modelo tipo “Feed-in Tariff” común en Europa, donde las distribuidoras deben comprar toda la energía generada por fuentes renovables a un precio previamente fijado, el que depende del tipo de tecnología de generación utilizada, desarrollo tecnológico y otros factores.


95


• Es importante notar que el cumplimiento de esta Ley sólo es válido para ERNC producida por instalaciones que se hayan conectado al sistema a partir del 1 de enero de 2007. Sólo para los efectos de la acreditación de la obligación de inyección de energía por medios de generación renovables no convencionales, se reconocen también parte de las inyecciones provenientes de centrales hidroeléctricas cuya potencia máxima sea igual o inferior a 40.000 kW. Este reconocimiento corresponde a un factor proporcional que es nulo para potencias iguales o mayores a 40 MW. Cabe señalar que la acreditación de ERNC no se limita a pequeños proyectos menores a 20/40 MW y que las centrales hidráulicas constituyen un caso de tratamiento particular. A modo de ejemplo, para un parque eólico de 100 MW el reconocimiento es para el total de la energía inyectada al sistema. Las leyes y los reglamentos asociados a este proceso se traducen en señales de precio que siguen los tomadores de decisión en el mercado eléctrico. Consecuentemente, señales de precios eficientes permiten crear condiciones para atraer inversiones en proyectos de energías renovables no convencionales, lo que se convierte en elementos distintivos para este tipo de proyectos. Finalmente, es importante notar que los elementos introducidos por la Ley N°20.257 crean una demanda por energía renovable no convencional dentro del sector eléctrico. Con lo que se introducen nuevos intercambios económicos entre las empresas a nivel del mercado mayorista.

5.4.13 Las redes inteligentes Las redes inteligentes son entendidas como la tecnología clave que permitiría el desarrollo de las energías renovables, la adopción de vehículos eléctricos y mejoras en la eficiencia energética7. Se habla por tanto de una red eléctrica transformada (en los niveles de transmisión y distribución) que utiliza sistemas de comunicación bidireccionales. Asimismo, el concepto se utiliza como sobrenombre para una amplia paleta de aplicaciones que potencian la capacidad de monitoreo y control de una red eléctrica8. Por su parte, el Departamento de Energía de EE.UU. ha caracterizado las redes inteligentes con los siguientes atributos9 : • Permite participación informada del cliente/consumidor. • Considera todas las opciones de generación y almacenamiento. • Habilita nuevos productos, servicios y mercados. • Provee potencia de calidad para la economía digital. • Optimiza las instalaciones y opera eficientemente. • Se anticipa y responde ante perturbaciones en el sistema. • Opera robustamente frente a ataques y desastres naturales.

Referencia: http://www.gridwise.org/pdf/SmartGridMASTER.pdf Referencia: http://www.greenenergyact.ca/Page.asp 9 Referencia: http://en.wikipedia.org/wiki/Smart_Grid 7 8

96


De acuerdo con las referencias anteriores, no existe una definición exacta para una red inteligente. Sin embargo, es factible reconocer atributos particulares que permiten distinguir claramente una “Red inteligente” de los conceptos actualmente aplicados en los sistemas de potencia. La Figura 5.44 representa este cambio de paradigma. Las redes actuales (Figura 5.44, lado izquierdo) tienen un nivel acotado de monitoreo y control. Los centros de control poseen comunicación con los grandes centros de generación, las subestaciones de transporte y grandes consumidores. De esta forma se llevan a cabo las funciones de control de la operación del sistema, el que muchas veces es complementado con acciones manuales. En contraste, una red inteligente tiene una cobertura mayor en el sistema, busca extender su rol y acción a través de las siguientes características (Figura 5.44, lado derecho): • Integración masiva de sensores, actuadores, tecnologías de medición y esquemas de automatización en todos los niveles de la red (empalmes en los hogares o industria, sistemas de distribución y sistemas de transmisión). Lo anterior se constituye en una plataforma de comunicación multipropósito. • Se enfatiza la creación de un sistema de información e inteligencia distribuidos en el sistema. Las técnicas de control hacen uso intensivo de modelos estocásticos y criterios de seguridad y confiabilidad. • Sistemas de control inteligente que permitan extender los servicios intercambiados entre los distintos agentes del mercado eléctrico y asimismo aprovechar eficientemente la capacidad de transmisión de la red. • Incorporación masiva de generación distribuida, la que permite coordinarse a través de la red inteligente, con el consiguiente aprovechamiento de los recursos energéticos distribuidos en el sistema. • Incorporación de equipos de control que permiten actuar de manera eficiente frente a fallas. • Incorporación por parte de los usuarios de electrodomésticos y equipos eléctricos inteligentes, que permiten ajustarse a esquemas de eficiencia energética, señales de precio y seguimiento de programas de operación predefinidos. Estas aplicaciones pueden ser parte de soluciones de domótica avanzada, ajustadas a los requerimientos de cada cliente. • Incorporación de vehículos eléctricos, que por un lado demandan nuevas estructuras para posibilitar su carga en distintos puntos, pero asimismo permiten disponer de una capacidad de almacenamiento y la posibilidad de que éstos se transformen en pequeñas fuentes de generación en situaciones de congestión. • Uso de tecnologías avanzadas, tales como: superconductores de alta temperatura, sistemas de almacenamiento masivo, ultracapacitores, transformadores y motores de alta eficiencia, equipos FACTS (del inglés Flexible Alternate Current Transmission Systems), etc.


Figura 5.44

Red actual (izquierda) vs concepto de “Red inteligente” (derecha).

1

Fuente: IBM-Energy

En el caso de Chile, la integración de conceptos de redes inteligentes involucra las siguientes características distintivas: • Estructura longitudinal de nuestro sistema interconectado central, con grandes distancias entre las zonas de generación y los (altamente concentrados) centros de carga. • A nivel de distribución, en áreas rurales, existen redes radiales de alimentadores de gran longitud que cubren áreas con baja densidad de habitantes. Consecuentemente, se observan a menudo bajos niveles de corto circuito, operación asimétrica y problemas de regulación de tensión. • Amplio rango de calidad en técnicas de estimación para identificar recursos de energía renovable y consumos. • La mezcla energética utilizable en tecnologías de generación distribuida y centrales con recursos renovables difiere dramáticamente en las diferentes zonas del sistema. En la zona norte predomina la energía solar mientras que en el sur se observa que las soluciones micro y mini hidráulicas y de biomasa son estándares. Esta situación también se reconoce en las alternativas de comunicación de las diferentes localidades (fibra óptica, sistema inalámbrico, teléfonos celulares, etc.). • Múltiples causas de fallas: fatiga de material, efectos del clima, accidentes, errores humanos, retrasos en planificación de la inversión. • Presencia de comunidades aisladas de la red, dependientes de una única solución energética basada en grupos electrógenos diésel.

10

A continuación, se discute en mayor detalle el desarrollo de las redes inteligentes en un ámbito con gran potencial de desarrollo en el país, como lo es la generación distribuida.

5.4.14 La generación distribuida En este nuevo escenario, las centrales convencionales de gran escala coexistirán con tecnologías de generación distribuida o de pequeña escala (GD10, por ejemplo centrales mini hidráulicas o bien pequeños parques eólicos, paneles solares, unidades de biomasa, etc.). Lo anterior, con el fin de aprovechar de manera sustentable los recursos energéticos existentes, plantea desafíos de modelación, técnicos, económicos y regulatorios no resueltos a nivel internacional (Palma R., Estévez P., Jiménez G., 2010). Dada la disponibilidad de recursos energéticos de tipo renovable no aprovechados en el país, el desarrollo y realización de un esquema flexible de generación, cuya estructura se muestra en la Figura 5.45, representa una oportunidad para el desarrollo energético nacional (Brokering, 2008), (Vargas L. P.). En la actualidad, persisten problemas relacionados con la integración de GD como lo son las exigencias vigentes para su conexión a las redes eléctricas (Palma R., Vargas L., Moya O., Arellano S., Galetovic A., Jofré A., Román R., Muñoz A., Maldonado P., Diciembre, 2003) y la ausencia de operación coordinada entre estas unidades (Maldonado Pedro y Altomonte Hugo, 2005) (Maldonado, Junio de 2007) (Chile P. d.-I.-U., 2008). Sobre este último aspecto se han realizado diferentes avances entre los que se pueden mencionar la operación descentralizada en sistemas aislados (Maldonado,

Generación de electricidad con unidades de pequeña escala ubicadas en la cercanía de los consumos o conectadas directamente al sistema de distribución.


97


Junio de 2007), y la coordinación a través de un Operador de Sistema (OS) mediante estándares ya establecidos (Comisión Nacional de Energía) (Kaltschmitt M., 2007). A nivel internacional se identifica abundante actividad al respecto, entre otros:

Figura 5.45

Estructura de un esquema flexible de generación.

• Laboratorio ISET. • STEAG Project. • Encorp Virtual Power Plant. • Virtual FC Power Plant. • Fenix project (DER Unión Europea). • Otros proyectos relacionados de la Unión Europea (CRISP, DISPOWER, MICROGRIDS, EUDEEP). • Virtual Power Plant NATCON7. • Decentralized Energy Management System de Siemens. • SmartGridCity (Boulder, Colorado), Xcelenergy.


Estas iniciativas se encuentran en general en una fase experimental y no constituyen aún productos comerciales. Las plataformas de coordinación centralizadas antes mencionadas dan origen al concepto de Generador Virtual (GV) o Virtual Power Plant (VPP) (Kaltschmitt M., 2007) (Palma R., Estévez P., Jiménez G., 2010). Un GV corresponde a un agregado de GD operando bajo un esquema de coordinación cuyas consignas responden a objetivos conjuntos (maximizar producción de energía eléctrica, proveer SSCC a la empresa de distribución). Contempla un mecanismo de coordinación que permite operar eficientemente un conjunto de GD y consumos, ubicados en diferentes lugares, con el propósito de lograr un impacto en la red eléctrica similar al de un generador convencional con la ventaja de que la salida de cualquiera de sus unidades no significaría un riesgo para la estabilidad del sistema y que la característica distribuida de las fuentes permite aportar a la calidad del servicio (Kaltschmitt M., 2007) (Palma R., Estévez P., Jiménez G., 2010). Para abordar el concepto de GD, las estrategias de control en desarrollo por parte de distintos grupos a nivel internacional incluyen la optimización en tiempo real de los sistemas de gestión de energía y la participación activa de los consumidores a través de las señales de precios. Los clientes recibirán señales y alarmas que permitirán el uso eficiente de artefactos eléctricos (calefacción, lavadoras, refrigeradores, etc.). Además, en situaciones de emergencia, se deberán aplicar esquemas automáticos y económicos de reducción de cargas no-críticas.

5.4.15 Energía Nuclear En la actualidad, a nivel mundial se ha acumulado experiencia de cerca de 13.500 reactores operativos desde 1950 a través de más de 400 plantas nucleares. En el año 2008, la energía nuclear proporcionó el 13,4% de la oferta eléctrica total generada en el mundo, con una potencia eléctrica instalada de 377.000 MW. Actualmente, existen 440 unidades en operación en 30 países (además, en 56 países operan cerca de 250 reactores nucleares con fines de investigación) (WNA).

98


Durante 2010, en 15 países la energía nuclear representó un 25% (o más) del total de generación eléctrica. En Japón, la energía nuclear corresponde al 30%; en EE.UU. corresponde al 20%. Un caso a destacar es el de Francia, que con 60 millones de habitantes obtuvo el 74% de su electricidad mediante energía nuclear y es uno de los mayores exportadores de electricidad en el mundo. Luego de la escasez de inversiones en los últimos 20 años, aplicaciones de energía nuclear para generación de energía eléctrica están experimentando un renacimiento en el mundo (particularmente en EE.UU., Europa y Asia). Esto debido a que se pronostican costos elevados de los combustibles fósiles para el largo plazo y la necesidad de muchos países de aumentar su generación eléctrica minimizando sus emisiones de gases de efecto invernadero y a las mejoras en seguridad alcanzadas gracias al desarrollo tecnológico que permite que el combustible sea fácilmente almacenable, pues los volúmenes requeridos son relativamente menores. Según proyecciones de la IEA (Internacional Energy Agency) las energías renovables proveerían al 2030 sólo el 6% de la electricidad mundial, a pesar de los continuos subsidios y desarrollos relacionados a estas energías. Debido a esto y de manera de tener en cuenta los requerimientos ambientales, las energías renovables y la energía nuclear deben ser vistas como complementos. Esta conclusión es confirmada por las proyecciones de dos organizaciones internacionales la IEA de la OECD y del sector privado, el World Energy Council. De esta forma, en la actualidad hay 62 plantas en construcción en 14 países, la IAE (International Atomic Energy Agency), en su reporte de 2010 mostró un aumento en sus proyecciones: proyecta a lo menos 73 GW en capacidades nuevas a 2020 y entre 546 y 803 GW a 2030 (al 2010 operan 376 GW). Por su parte, la OECD estima 680 GW a 2030. Energía nuclear en Chile En Chile, la Comisión Chilena de Energía Nuclear (Cchen) es la encargada realizar investigación, desarrollo y aplicaciones de la energía nuclear, así

SDI Trabajamos para ser un referente Nacional en el campo de los Servicios Integrales de Ingeniería y Minería.

Ingeniería Multidisciplinaria para la Minería. Inspección y Supervisión de Obras de Sistemas. Ingenierías Conceptuales Básicas y de Detalle. Estudios de Conexión para proyectos de Generación de Energía.

Santiago - Oficinas Centrales Carmen 8 - Pisos 2 y 5 Santiago Centro - Chile Tel.:(56-2) 499 8400 Fax:(56-2) 499 8401 Calama - División Minería Av. Chorrillos N° 1631 Oficinas 303-304 - Villa Finca San Juan Calama - Chile Tel.:(56-55) 390 500

Sistemas de Transmisión para Energías Renovables. Ingeniería Eléctrica de Potencia e Ingeniería en Automatización y Control. Ingeniería Civil para Proyectos Eléctricos. Diseños de Torres de Alta Tensión. Eléctricos, Control, Scada e Instrumentación.

Email: Email: [email protected] Web: www.sdi-ima.com

Somos Energía para su Empresa Santiago 2-8975000

energiaelegido.indd 1

RTHO.indd 1

Antofagasta 55-715 900

Concepción 41-256 67 00

Puerto Montt 65-567 400

www.lureye.cl 04-10-12 9:34

27-11-12 11:47

Adquiera el Compendio de la Minería Chilena 2012 $ 79.000 + IVA

El más rEconocido* dE la industria minEra dEsdE 1985 • • • •

*“COMPENDIO DE LA MINERÍA CHILENA, EL MAS RECONOCIDO POR AVISADORES Y LECTORES CON UN 88%”. Fuente Adimark, septiembre de 2012

LA EDITORIAL TÉCNICA Y DE NEGOCIOS LÍDER DE CHILE

Compendio MCH.indd 1

Análisis de la industria minera. Balance de la industria de los últimos 10 años. Desde la pequeña hasta la gran minería. Chile y todas sus operaciones. Directorios: • Compañías mineras, organismos y universidades. • Faenas mineras. • Productos y servicios. • Empresas proveedoras. • Representaciones.

Macarena García Tel.: (56-2) 2757 4242 • E-mail: [email protected] [email protected]

12-12-12 12:46


como su regulación, control y fiscalización, proporcionando servicios tecnológicos y de investigación y desarrollo a sectores externos, empresas públicas y privadas, universidades y establecimientos educacionales. Se ocupa además de la producción, adquisición, transferencia, transporte y uso pacífico de la energía atómica. Es un servicio público descentralizado y está sometido a la supervigilancia del Ministerio de Energía.

que establece tres conclusiones centrales para evaluar la incorporación de la energía núcleo-eléctrica en el país:

En la actualidad, las aplicaciones nucleares son:

2. La energía nuclear es una opción confiable, por los niveles de seguridad que ha alcanzado su industria, pero exige preocupación, disciplina y rigor permanentes.

• Agricultura: Técnicas isotópicas permiten investigar y entregar soluciones en áreas tales como fertilidad de suelos, fuente fertilizante, uso óptimo de los nutrientes. • Alimentación: Técnica del empleo de las radiaciones ionizantes para la conservación de alimentos, ampliación de su período de consumo, y reducción de las pérdidas causadas por insectos después de la recolección. • Industria: Casi todas las ramas de la industria utilizan radioisótopos y radiaciones en diversas formas en dispositivos llamados medidores nucleares (mediciones sin contacto físico directo del sensor con el material medido). • Medio ambiente: Los isótopos radiactivos y estables son ideales para determinar en forma exacta las cantidades de sustancias contaminantes y los lugares donde se presentan. De igual forma permiten conocer las causas de la contaminación. • Medicina: Producción de la mayor parte de los isótopos radiactivos que se utilizan para diagnóstico y tratamiento, así como moléculas marcadas. Sin embargo, el Gobierno anterior tomo la decisión de recopilar antecedentes necesarios para que el Gobierno actual pudiera tomar decisiones bien fundadas acerca de la conveniencia o no de incluir a largo plazo la opción nuclear dentro de la matriz energética del país. La estrategia de análisis seguida por Chile está en línea con las “mejores prácticas” recomendadas por la IAE para que un país pueda decidir si la opción núcleo-eléctrica es adecuada para su contexto. Los hitos establecidos por la IAE son tres: el primero es estar en condiciones de comprometerse con un programa nuclear, el segundo es estar en condiciones de llamar a ofertas para la construcción de una planta nuclear y el tercero es estar en condiciones de poner en marcha y operar la primera planta nuclear. La IAE estima que desde el comienzo del análisis hasta la operación efectiva de una planta nuclear, se debe contemplar entre 12 y 15 años, bajo condiciones normales y sin interrupciones. Para pasar cada uno de estos hitos se requiere llevar a cabo un conjunto de análisis y medidas en ámbitos tan diversos como legislación, marco regulatorio, formación de recursos humanos, preparación para emergencias o tratados internacionales. Las proyecciones indican que ya existen diversas alternativas para satisfacer los requerimientos eléctricos hasta más allá del año 2020, por lo que la opción nuclear podría incorporarse a la matriz energética oportunamente, siempre y cuando todos los análisis se efectúen con la suficiente antelación. Un paso importante en este sentido fue dado el año 2007 cuando el Gobierno conformó un Grupo de Trabajo en Núcleo-Electricidad para asesorar a la Presidenta de la República Michelle Bachelet en la materia. Este grupo fue conformado por científicos de diversas especialidades y emitió un informe

1. Chile debe mantener abiertas todas las opciones energéticas. La energía nuclear no es una opción a descartar y podría cooperar a la seguridad del suministro eléctrico.

1

3. La energía nuclear es una opción potencialmente competitiva, especialmente ante los actuales precios de los combustibles fósiles en los mercados internacionales. Entre las medidas recomendadas destaca la realización de estudios en los ámbitos institucionales, económicos, ambientales y territoriales, salud, recursos humanos y opinión pública, entre otros. La CNE ha asumido las recomendaciones de la IAE y del Grupo de Trabajo en Núcleo-Electricidad y se encuentra actualmente desarrollando todos los estudios necesarios para poder establecer la pertinencia de la utilización de energía nuclear en la generación eléctrica chilena. Para apoyar el análisis, se cuenta además con la asesoría técnica de la IAE. En ese marco, se ha tenido importantes visitas de expertos de la Organización (incluyendo en un momento a su director general, Mohamed elBaradei) que han trabajado con las autoridades y participado en seminarios especializados. Como complemento, se está desarrollando un conjunto de visitas técnicas (Estados Unidos, Argentina y Brasil), además de participación en cursos de formación (Argentina, Austria y Japón). Adicionalmente, se avanza en la difusión de información que permita que cualquier decisión esté respaldada por una ciudadanía informada. Se ha establecido un grupo de trabajo conformado por la CNE y la cchen y se conformó un grupo asesor del ministro de Energía, compuesto por representantes de tres instituciones públicas vigentes en esa fecha (Ministerios de Defensa, Relaciones Exteriores y Conama) y de tres científicos que participaron en el grupo de estudio de núcleo electricidad nombrado por la Presidenta Bachelet el año 2007 (CCHEN).

5.5

Empresas del sector generación

En las Figuras 5.46 y 5.48 se muestra la capacidad instalada entre 2001 y 2010 en el SIC y SING, respectivamente. Por otra parte, en las Figuras 5.47 y 5.49 se representa la participación de cada empresa dentro de la matriz de cada sistema en el período señalado. Como se indicó en la sección 4, el mercado de generación en Chile está altamente concentrado, lo cual se observa en el porcentaje de capacidad instalada en cada sistema. En el SIC, las empresas con mayor presencia son Endesa, Colbún, AES Gener, Pehuenche S.A. y Guacolda S.A., mientras que en el SING Electroandina, Gasatacama, E-CL y AES Gener poseen en conjunto cerca del 87% de la capacidad instalada. A continuación, se detallan algunos aspectos operacionales de las empresas más importantes del sector generación:


103


Figura 5.46

Evolución de la capacidad instalada entre 2001 y 2010 en el SIC. MW 14.000

Autoproductores Potencia Pacific Hydro Campanario S.G.A. Puyehue Cenelca S.A. Ibener S.A. Arauco Generación S.A. Guacolda S.A. San Isidro S.A. Soc. Eléctrica Santiago Pehuenche S.A. Pangue S.A. Otros AES Gener S.A. Colbún S.A. Endesa

12.000 10.000 8.000 6.000 4.000 2.000 0 2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Fuente: Anuario de Operación CDEC-SIC.

Figura 5.47

Participación de cada empresa en la matriz de generación del SIC. Fuente: Anuario de Operación CDEC-SIC.

100%

Autoproductores Potencia Pacific Hydro Campanario S.G.A. Puyehue Cenelca S.A. Ibener S.A. Arauco Generación S.A. Guacolda S.A. San Isidro S.A. Soc. Eléctrica Santiago Pangue S.A. Pehuenche S.A. Otros AES Gener S.A. Colbún S.A.

90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%

2001

2002

2003

2004


104


2005

2006

2007

2008

2009

2010


Figura 5.48

Evolución de la capacidad instalada entre 2001 y 2010 en el SING.

MW 4.000

1

3.500 Enernuevas

3.000

Inacal

2.500

Enor Chile Cavancha

2.000

GasAtacama

1.500

AES Gener

1.000

Norgener Celta

500

E-CL Electroandina

0 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010


Figura 5.49

Participación de cada empresa en la matriz de generación del SING.

100% 90%

Enernuevas

80%

Inacal

70%

Enor Chile Cavancha

60%

GasAtacama

50%

AES Gener

40%

Norgener

30%

Celta

20%

E-CL

10%

Electroandina

0 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010



105


5.5.1 Endesa Chile De (Endesa, 2011), se tiene que Endesa Chile es la principal generadora de electricidad del país, es controlada en un 60% por el grupo Enersis, a su vez controlado totalmente por la matriz española Endesa S.A., la cual pertenece a la empresa italiana Enel en un 92%. Enersis es accionista mayoritario de las filiales Endesa S.A. en generación, y Chilectra S.A. en distribución, además de otras empresas. Endesa Chile y sus sociedades filiales operan 179 unidades en cuatro países dentro de Latinoamérica, con una capacidad instalada total de 13.455 MW.

Si se incluye el 50% de la potencia de la central termoeléctrica Atacama, de la sociedad de control conjunto GasAtacama, se alcanzan 182 unidades y 13.845 MW. En Argentina, a través de Endesa Costanera S.A. e Hidroeléctrica EL Chocón S.A., la compañía opera un total de 3.652 MW de potencia, lo cual representa el 12% del total del sistema interconectado local. Dentro de Chile, considerando la participación en GasAtacama, opera un total de 5.611 MW de potencia, lo que representa un 32% de la capacidad

Tabla 5.21: Capacidad instalada de Endesa Chile, filiales y sociedades de control en Chile. Central

Tecnología

2010

2011

Los Molles

Endesa Chile

Hidráulica

18

18

Rapel

Endesa Chile

Hidráulica

377

377

Sauzal

Endesa Chile

Hidráulica

77

77

Sauzalito

Endesa Chile

Hidráulica

12

12

Cipreses

Endesa Chile

Hidráulica

106

106

Isla

Endesa Chile

Hidráulica

70

70

Abanico

Endesa Chile

Hidráulica

136

136

El Toro

Endesa Chile

Hidráulica

450

450

Antuco

Endesa Chile

Hidráulica

320

320

Ralco

Endesa Chile

Hidráulica

690

690

Palmucho

Endesa Chile

Hidráulica

34

34

Tal Tal

Endesa Chile

Fuel/Gas

245

245

Diego de Almagro (2)

Endesa Chile

Fuel/Gas

24

24

Huasco TG

Endesa Chile

Fuel/Gas

64

64

Huasco Vapor (3)

Endesa Chile

Carbón

-

-

Bocamina

Endesa Chile

Carbón

128

128

San Isidro 2

Endesa Chile

Fuel/Gas

399

399

Quintero

Endesa Chile

Fuel/Gas Natural

257

257

Ojos de Agua

Endesa Eco

Hidráulica

9

9

Pehuenche

Pehuenche

Hidráulica

570

570

Currillinque

Pehuenche

Hidráulica

89

89

Loma Alta

Pehuenche

Hidráulica

40

40

Pangue

Hidráulica

467

467

San Isidro

Fuel/Gas

379

379

Canela

Central Eólica Canela

Eólica

18

18

Canela II

Central Eólica Canela

Eólica

60

60

Celta

Fuel/Gas

24

24

Pangue San Isidro

Tarapacá TG Tarapacá Carbón Atacama (2)

Celta

Carbón

158

158

GasAtacama

Diésel/Gas Natural

390

390

5.611

5.611

Total Fuente: Memoria Anual 2011. Endesa.

106

Capacidad instalada (MW)

Compañía



a nivel nacional. Dentro del SIC, junto a sus filiales y sociedades de control, aportan un total de 5.039 MW, equivalente a 40% aproximadamente. La compañía también participa en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), a través de su filial Celta, e –indirectamente- mediante la sociedad de control conjunto GasAtacama Chile S.A., dando suministro a diversas empresas mineras. La capacidad instalada de Celta alcanza a 182 MW, que representa el 4% del SING, y al incluir a GasAtacama Chile S.A., donde Endesa Chile participa con 50% de la propiedad, la capacidad instalada en el norte del país alcanza al 12%. En Colombia, a través de Emgesa, opera un total de 2.914 MW de potencia, cifra equivalente al 20% de la capacidad instalada de ese país. En Perú, por medio de Edegel, opera un total de 1.668 MW de potencia, que representa el 26% del sistema peruano. Endesa Chile participa también en el mercado de generación, transmisión y distribución en Brasil, a través de su asociada Endesa Brasil, en sociedad con Enersis y la matriz ENDESA, S.A. Endesa Brasil cuenta con 987 MW de capacidad instalada, a través de Endesa Cachoeira y Endesa Fortaleza, y dos líneas de transmisión de una capacidad de transmisión de 2.100 MW, a través de Endesa Cien. Endesa Chile opera los activos de generación de Endesa Brasil. En la Tabla 5.21 se resume la capacidad instalada de Endesa Chile, junto a sus filiales y sociedades de control, dentro del territorio nacional, mientras que en la Tabla 5.22 se muestran algunos indicadores operacionales relevantes entre los años 2006 y 2011. Los principales clientes de Endesa Chile son: GNL Chile, Chilectra, CGE Distribución, Chilquinta, Saesa, Emel, Minera Los Pelambres, Compañía Minera del Pacífico, Compañía Siderúrgica Huachipato, Compañía Minera Doña Inés de Collahuasi, Codelco División Salvador, Compañía Minera Carmen de Andacollo y Compañía Manufacturera de Papeles y Cartones (CMPC). Por su parte, los principales proveedores de la compañía son: Ingeniería y Construcción Tecnimont S.A., Empresa de Ingeniería Ingendesa S.A. y Mitsubishi Corporation. Los principales competidores de Endesa Chile son: Colbún, AES Gener y E-CL. Respecto de cada uno de los principales clientes y proveedores de Endesa Chile, no existe un grado de dependencia que pudiera considerarse relevante.

Algunos hechos relevantes de los últimos años: En 2005, Endesa Chile y su filial Endesa Inversiones Generales S.A. adquirieron el 99,999% y el 0,001%, respectivamente, de los derechos de la compañía eléctrica San Isidro. La operación, estimada en US$21 millones, se realizó a través de la compra de los derechos que poseía Inversiones Lo Venecia Limitada, titular del 25% del capital de San Isidro. Las sociedades vendedoras fueron Latin America Holding I, Ltd. y Latin America Holding II, Ltd., filiales de la sociedad inglesa CDC Group PLC.

1

El 29 de septiembre de 2006, Endesa Chile, Enap, Metrogas y GNL Chile firmaron el acuerdo que definió la estructura del Proyecto Gas Natural Licuado (GNL), en el que Endesa Chile participa con 20% y que forma parte de la estrategia frente a la falta de gas natural proveniente de Argentina. El terminal de regasificación de GNL Quintero fue inaugurado el 22 de octubre de 2009. Durante 2007, se constituyó la sociedad Centrales Hidroeléctricas de Aysén S.A. (HidroAysén), en la cual Endesa Chile tiene el 51% del capital social y Colbún el 49% restante. La compañía está a cargo del proyecto de construcción y operación de cinco centrales hidroeléctricas en los ríos Baker y Pascua, en la Región de Aysén, en el extremo sur de Chile, que sumarán un total de 2.750 MW. Además se inauguró Canela I, el primer parque eólico del SIC. Durante 2008 entró en operación comercial la segunda fase de la central térmica de ciclo combinado San Isidro II y la minicentral hidroeléctrica Ojos de Agua, situada en el valle del río Cipreses, en la Región del Maule, con una potencia instalada de 9 MW. Durante diciembre de 2009, entró en operación la segunda etapa de la central Canela I, Canela II, que cuenta con 40 aerogeneradores, totalizando 60 MW instalados. En julio de 2009, inició su operación comercial la primera unidad de la central Quintero de Endesa Chile, de 129 MW de potencia. La segunda unidad comenzó su operación comercial a principios de septiembre, aportando al SIC una potencia de 128 MW. Durante 2010, se consolidó el suministro del GNL en el SIC, al completarse la construcción del terminal de regasificación de Quintero con la puesta en servicio del segundo de los dos estanques de almacenamiento de 160 mil metros cúbicos cada uno y la realización de las pruebas finales de per-

Tabla 5.22: Indicadores operacionales de Endesa Chile entre 2006 y 2011. 2006 Número de trabajadores Número de unidades generadoras

789

2007 841

2008 1.123

2009 1.172

2010 1.151

2011 1.155

50

63

65

110

107

107

4.477

4.779

5.283

5.650

5.611

5.611

Energía eléctrica generada (GWh)

19.973

18.773

21.267

22.239

20.914

20.722

Ventas de energía (GWh)

20.923

19.212

21.532

22.327

21.847

22.070

Capacidad Instalada (MW)

Fuente: Memoria Anual 2010 y 2011. Endesa. * Endesa Chile tiene un 50% de participación en la sociedad de control conjunto GasAtacama, consolidándose en la proporción que representa en el capital social, por tanto se incluye el 50% de la potencia, de la generación y de las ventas de energía de la central Atacama.


107


formance del terminal en los últimos meses del año. Esto permitió poner término a la etapa de suministro de tipo “fast track”, iniciada en septiembre de 2009, en la cual el barco-estanque debía permanecer atracado en el muelle para efectuar una descarga en sincronía con los requerimientos de consumo de Gas Natural. El día 9 de mayo de 2011, la Comisión de Evaluación Ambiental aprobó el proyecto Hidroaysén, tras el envío de las respuestas al Informe Consolidado Nº3 de Solicitud de Aclaraciones, Rectificaciones y/o Ampliaciones (ICSARA Nº3). Un año después, por medio de un hecho esencial informado a la Superintendencia de Valores y Seguros, Colbún anunció que no ingresarán el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) correspondiente a la línea de transmisión mientras no consideren que están dadas las condiciones para el desarrollo de proyectos energéticos de envergadura similar.

5.5.2 Colbún Para Colbún se toma como referencia (Colbún, 2011). La empresa tiene su origen en la división de la Empresa Nacional de Electricidad S.A., Endesa, acordada en abril de 1986. En 1997, su propietario, el Estado chileno, a través de la Corfo, vendió el 37,5% de su participación al Consorcio Electropacífico, integrado por capitales del grupo Matte y la empresa belga Tractebel. En 2006 Tractebel vende la totalidad de su participación en Colbún S.A. En esta venta la sociedad Antarchile S.A. relacionada al grupo Angelini, adquiere un 9,53% de la propiedad de Colbún S.A. En este año se crea la sociedad a cargo del proyecto Aysén en conjunto con Endesa. Al 31 de diciembre de 2011, Minera Valparaíso y Electropacífico Inversiones, a través de su filial Forestal Cominco, ambas del grupo Matte, controlan el 49% de Colbún S.A. Colbún participa solamente en el SIC. Su capacidad de generación no se modificó con respecto a 2010, alcanzando 2.620 MW de potencia. Sin embargo, las ventas físicas aumentaron en 14,5%, alcanzando a 10.852 GWh. Las ventas a clientes regulados se incrementaron en 60,2% (principalmente por el inicio del contrato con Chilectra S.A. suscrito en 2007). El volumen vendido a clientes libres, a precios no regulados, disminuyó en 8,5%. Por su parte, las ventas spot disminuyeron en 74,4%, alcanzando 165 GWh en 2011. En este año las ventas de energía a empresas distribuidoras lograron un 56,1% de las ventas totales, en tanto que el volumen vendido a industriales alcanzó el 42,4%. El restante 1,5% se vendió a generadoras a través del CDEC. La potencia firme de las centrales de Colbún aumentó a 1.419 MW para el año 2011, en comparación a 1.415 MW el año 2010, principalmente como consecuencia del aumento de la demanda máxima superior al aumento de potencia por la entrada en operación de nuevas centrales de otros generadores a lo largo del ejercicio. Las ventas de potencia disminuyeron en 0,4%, pasando de 1.461 MW a 1.455 MW. Los clientes regulados aumentaron su demanda de potencia en un 28,7%; los industriales y mineros disminuyeron su demanda de potencia en un 15,3%. Por su parte, las ventas de potencia al CDEC disminuyeron en un 59,3%. Las centrales hidroeléctricas suman una capacidad de 1.273 MW y se distribuyen en 15 plantas; mientras que existen 6 centrales térmicas que completan una capacidad de 1.347 MW. De esta forma, la composición de Colbún es de un 48,6% hidráulico y un 51,4% térmico.

108


Tabla 5.23: Descripción de las centrales de Colbún. Central

Tecnología

Potencia (MW)

Los Quilos

Hidroeléctrica de pasada

39

Chacabuquito


29

Blanco


60

Juncal


29

Juncalito


1

Hornitos


55

Carena


9

Colbún

Hidroeléctrica de embalse

474

Machicura


95

San Ignacio


37

Chiburgo


19

San Clemente


5

Rucúe


178

Quilleco


71

Canutillar


172

Nehuenco I

Diésel/Gas

368

Nehuenco II

Diésel/Gas

398

Nehuenco III

Diésel/Gas

108

Candelaria

Diésel/Gas

270

Los Pinos

Diésel

100

Antilhue

Diésel

103

Total

2.620

Fuente: Memoria Anual 2011. Colbún.

En enero de 2011 Colbún comenzó a abastecer los consumos regulados de Chilectra, producto de la entrada en vigencia del contrato licitado en 2007, que significará un compromiso de aproximadamente 2.500 GWh/año.

5.5.3 AES Gener La descripción de AES Gener se obtiene de (AES Gener, 2011). La compañía tiene sus orígenes en la Compañía Chilena de Electricidad S.A. En 1981 esta última fue reestructurada en una matriz y tres filiales, una de las cuales, Chilectra Generación, se orientó a la generación eléctrica. Tras su privatización, iniciada en 1986, adoptó el nombre de Chilgener S.A. y casi una década más tarde el de Gener S.A. En 2000 ingresó a la propiedad la compañía norteamericana AES Corporation, la cual hoy día controla más del 70,67% de la propiedad a través de la sociedad Inversiones Cachagua. Como parte del grupo AES, durante 2001 la Compañía cambió su razón social por AES Gener S.A., e inició un proceso de venta de activos tendiente a la concentración de la empresa en el negocio de la generación eléctrica, principalmente en Chile. Durante el año 2004, tras la realización de un aumento de capital, la participación de Inversiones Cachagua Ltda. en la Compañía ascendió a 98,79%.


En el mes de abril de 2006, Inversiones Cachagua vendió a terceros el 7,59% de su participación accionaria en AES Gener. En mayo de 2007, Inversiones Cachagua vendió el 0,91% y posteriormente, en el mes de octubre, vendió un 10,18% adicional, quedando con una participación de 80,11%. En febrero de 2009, AES Gener concluyó el período de opción preferente del proceso de aumento de capital realizado por aproximadamente US$246 millones. Inversiones Cachagua participó en el proceso aumentando levemente su participación. Al 31 de diciembre de 2011, la participación de Inversiones Cachagua en AES Gener fue 70,67%. A fines de 2011 el grupo Gener aportaba 3.821 MW, equivalente a una participación del 22,4% de la capacidad nacional, de los cuales 3.550 MW corresponden a capacidad termoeléctrica y 271 MW a capacidad hidroeléctrica. Así, el grupo continúa como el segundo mayor generador del país y el principal en el segmento termoeléctrico. La capacidad de generación de electricidad del grupo Gener en el SIC, al 31 de diciembre de 2011, fue de 2.356 MW. De éstos, la matriz Gener aporta 997 MW, distribuidos en cuatro plantas hidroeléctricas y ocho plantas termoeléctricas. Las plantas hidroeléctricas Alfalfal, Maitenes, Queltehues y Volcán representan 271 MW, mientras que las centrales Ventanas con sus dos unidades, Laguna Verde TV, Laguna Verde TG, la central Los Vientos TG, la central Santa Lidia TG, las centrales de cogeneración Constitución y Laja y la central Mostazal (las tres últimas antes pertenecientes a la filial Energía Verde), forman parte de la capacidad termoeléctrica de AES Gener con 726 MW de potencia instalada. El complejo termoeléctrico Renca, en tanto, cuenta con una potencia instalada de 479 MW y está conformado por las centrales termoeléctricas Renca y Nueva Renca, ambas pertenecientes a la filial Eléctrica Santiago. Respecto a las centrales de las demás empresas del Grupo AES Gener presentes en el SIC la filial Eléctrica Ventanas aporta 272 MW a través de su central Nueva Ventanas. Por su parte, la coligada Guacolda aporta al sistema 608 MW mediante su central termoeléctrica Guacolda con sus cuatro unidades. Durante el año 2011, el Grupo AES Gener vendió a sus clientes en el SIC y a otros productores del sistema, un total de 6.460 GWh, de los cuales 4.912 GWh fueron destinados a empresas distribuidoras. Los compromisos contractuales de AES Gener en el SIC vigentes al 31 de diciembre de 2011 disminuyeron un 24% respecto a los vigentes al cierre del año 2010, debido al vencimiento de algunos contratos. A partir del último trimestre del año, la filial de Energía Verde fue fusionada, para formar parte de AES Gener. Esta filial cuenta con contratos con CMPC Maderas y Aserraderos Arauco, los cuales ahora son cubiertos directamente por AES Gener. La generación anual suministrada a estos clientes fue de 39.5 GWh. Los contratos de compra de GNL de corto plazo acordados con Metrogas aseguraron la disponibilidad de este combustible para la central, entregando 1.704 GWh al sistema con GNL y, adicionalmente 293 GWh a base de petróleo diésel. La producción total fue un 4% mayor con respecto a la generación del año 2010. En el año 2011, las centrales del Grupo AES Gener, incluyendo Guacolda, aportaron el 26% de la generación neta del SIC.

En el SING, el Grupo AES Gener cuenta con una capacidad de generación bruta de 1.465 MW, compuesta por el aporte de 277 MW de la central Norgener, de la filial del mismo nombre; de 642,8 MW de la central Salta, perteneciente a la filial TermoAndes y de 545 MW de la nueva central Angamos con sus dos unidades, de la filial del mismo nombre, las cuales comenzaron su operación comercial en el año 2011. La central Salta de la filial TermoAndes, ubicada en la provincia argentina de Salta, se encuentra conectada al SING a través de una línea de transmisión en 345 kV de 408 kilómetros de longitud, que une la subestación Salta con la subestación Andes, en la II Región. Adicionalmente, parte de la central TermoAndes está conectada al sistema argentino.

1

Durante 2011, las centrales Norgener, Angamos y Salta aportaron al SING una producción bruta de 2.225 GWh, de 1.988 GWh y de 734 GWh, respectivamente, equivalentes al 31,1% de la producción total del SING. Salta presentó una disminución de generación de 224 GWh con respecto al año 2010 asociado con restricciones de suministro de gas durante el invierno. Adicionalmente, en el año 2011, TermoAndes vendió 2.551 GWh en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) lo que representa 2,25% de la generación total del sistema. En el SING, AES Gener adquirió 731,2 GWh netos de generación de la central Salta en la subestación Andes, y en términos anuales vendió 643,3 GWh neto en el mercado spot. El consumo total de su cliente Minera Mantos de la Luna alcanzó 73,9 GWh durante el año 2011. Por su parte, Norgener generó un total de 2.076 GWh netos, y en términos anuales netos realizó ventas en el mercado spot por un total de 219 GWh. El consumo total anual de sus clientes SQM Nitratos, SQM Salar, Minera Escondida y Minera Ministro Hales fue de 1.885 GWh. Finalmente, Angamos generó un total de 1.787 GWh netos, y dado que su operación se inició con anterioridad al inicio de sus contratos de suministro, realizó ventas en el mercado spot por un total de 1.476 GWh. Cabe señalar que estos valores incluyen generación y ventas durante el período de pruebas de la central. El consumo total anual de sus clientes Minera Escondida y Spence fue de 250 GWh. En términos de contratos de suministro establecidos, los principales clientes del grupo Gener son los regulados Chilectra (2. 512 GWh) y Chilquinta (1.081 GWh). Destacan además los clientes libres Minera Escondida (2.210 GWh), Anglo American Sur S.A. (437 GWh), Minera Spence (248 GWh) y Papeles Norske Skog Ltda. (217 GWh). Durante el año 2011, AES Gener inició suministro de varios contratos con clientes libres, incluyendo Anglo American para su Fundición Chagres y El Soldado y Los Bronces, a partir de enero, abril y octubre, respectivamente, y con Papelera Norske Skog, que inició en enero. Por otra parte, también en enero, comenzó un segundo contrato de suministro con la distribuidora Chilectra, que fue adjudicado en la segunda licitación del año 2006. Durante el año 2011, AES Gener no agregó nueva capacidad al SIC. Sin embargo, la potencia instalada del sistema creció en 619 MW debido al término de proyectos de otros generadores, de los cuales 482 MW corresponde a generación hidroeléctrica, 107 MW térmica y 30 MW eólica. Dentro de los más relevantes se puede mencionar: La Higuera (160 MW, hidroeléctrica de pasada), La Confluencia (163 MW, hidroeléctrica de pasada) y Chacayes (111 MW, hidroeléctrica de pasada).


109


Proyectos en desarrollo

A raíz de los requerimientos de energía del país, y su repercusión sobre las expectativas de desarrollo y competitividad de los sectores productivos, se ha intensificado el debate sobre el uso de las distintas opciones de generación existentes y la definición de una política energética de largo plazo, que permita sustentar las metas de crecimiento económico considerando el desarrollo tecnológico disponible y la creciente preocupación ciudadana por el impacto ambiental de las inversiones. La Figura 5.50 muestra el desarrollo de la matriz energética de generación eléctrica entre 1970 y 2010, destacando la entrada de las principales centrales. El crecimiento del PIB ha estado relacionado con el crecimiento de la demanda eléctrica duplicándose en los períodos 1987-1996 y 1996-2006 (Figura 5.51). En el largo plazo se espera que el crecimiento tienda a un descenso y una consecuente estabilización en el consumo, sin embargo en la actualidad existe consenso en el Gobierno sobre la necesidad de inversión en generación e infraestructura. La información respecto de los proyectos de generación de energía eléctrica que se presenta en esta sección obedece al plan de obras de referencia elaborado por la CNE, en especial las obras en construcción, para las fijaciones de precios de nudo correspondientes a abril de 2012. La Tabla 5.24 detalla las obras en construcción en el SIC, mientras que en el SING no se registran proyectos en construcción dado que las centrales contempladas en el Informe de Precio de Nudo ya entraron en operación (centrales Noracid, Estandartes y Portada). Adicionalmente, se presentan aquellos proyectos de generación que se encuentran en proceso de evaluación de impacto ambiental y que revisten mayor importancia en términos de su potencia instalada. En la Tabla 5.25 se muestran las principales características de las centrales correspondientes al SING, mientras que en la tabla 5.26 se detallan las localizadas en el SIC. Uno de los problemas diagnosticados, relacionados con la provisión de energía, dice relación con los excesivos tiempos de tramitación ambiental establecidos actualmente. En promedio, la evaluación de los proyectos relevantes en la matriz tiene una duración esperada que varía entre uno y dos años, sin considerar los permisos sectoriales particulares para cada proyecto. Se estima que una central termoeléctrica requiere 600 días adicionales para obtener una concesión marítima, mientras

110


Capacidad instalada en Chile entre 1970 y 2010.

Figura 5.50

San Isidro II (2007 - 2008) 400 MW

MW 18.000 Nueva Renca (1997) 370 MW

16.000 14.000 12.000 10.000 Rapel (1968) 380 MW

8.000 6.000

Colbún (1985) 480 MW

Antuco (1981) 323 MW

Pehuenche (1991) 545 MW

Pangue (1996) 455 MW

Nehuenco II (2008) 382 MW

Ralco (2004) 750 MW

San Isidro (1998) 373 MW

El Toro (1973) 450 MW

4.000 2.000 0

19 70 19 71 19 72 19 73 19 74 19 75 19 76 19 77 19 78 19 79 19 80 19 81 19 82 19 83 19 84 19 85 19 86 19 87 19 88 19 89 19 90 19 91 19 92 19 93 19 94 19 95 19 96 19 97 19 98 19 99 20 00 20 01 20 02 20 03 20 04 20 05 20 06 20 07 20 08 20 09 20 10

5.6

Hidro

Carbón

Petróleo

Gas Natural

Otros (Mini Hidro, Biomasa, Eólica)

Fuente: Ministerio de Energía.

Tabla 5.24: Obras en construcción según el plan de obras del SIC.

Mes

Año

Obras en Construcción de Generación

Septiembre

2012

Viñales

32

Arauco

Cogeneración

Diciembre

2012

San Andrés

40

HydroChile

Pasada

Octubre

2012

Providencia

13

Herborn Ltda.

Pasada

Fecha de entrada

Potencia [MW]

Propietario

Tecnología

Septiembre

2012

Bocamina 02

342

Endesa

Carbón

Noviembre

2012

Talinay Oriente

99

Vestas

Eólica

Diciembre

2012

Pulelfu

9

Capullo

Pasada

Marzo

2013

Campiche

Julio

2013

El Paso

Abril

2014

El Arrayán

Diciembre

2013

Diciembre

2014

Gener

Carbón

HydroChile

Pasada

115

El Arrayán SpA

Eólica

Angostura

316

Colbún

Embalse

San Pedro

144

Colbún

Embalse

Fuente: Informe de Precio de Nudo, abril 2012.

242 40


Figura 4.51

Evolución de la demanda eléctrica y PIB entre 1970 (base=100) y 2010. 2x

1000 900 800 700 600

Recursos utilizados en proyectos en construcción en el SIC.

Figura 5.52

2006

Demanda Eléctrica

Embalse 33,05%

2x

PIB

1996

Índice 1970 = 100

1

Carbón 41,95%

500 1987

400 300

Eólica 15,37%

200 100 0 1970

1975

1980

1985

1990

1995

2000

2005

Cogeneración 2,30%

2010

Pasada 7,33%


Tabla 5.25: Principales proyectos del SING en tramitación ambiental. Proyecto

Propietario

Potencia (MW)

Inversión (MMUS$)

Estado

Tecnología

Región

Infraestructura energética Mejillones

E-CL

750

1.500

Aprobado

Carbón

II

Central Termoeléctrica Cochrane

Norgener S.A.

560

1.100

Aprobado

Carbón

II

Parque Eólico Loa

Aprovechamientos Energéticos S.A.

528

933

En calificación

Eólico

II

Planta Termosolar Pedro de Valdivia

Ibereólica Solar Atacama S.A.

360

2.610

En calificación

Solar

II

Central Termoeléctrica Pacífico

Río Seco S.A.

350

750

Aprobado

Carbón

I

Fuente: Sitio web del SEIA.

Tabla 5.26: Principales proyectos del SIC en tramitación ambiental. Proyecto Proyecto Hidroeléctrico Aysén

Potencia (MW)

Inversión (MMUS$)

Estado

Tecnología

Región

Hidroaysén

2.750

3.200

Aprobado

Hidráulica

XI

Propietario

Central Termoeléctrica Castilla

MPX Energía S.A.

2.354

4.400

Aprobado

Carbón

III

Central Termoeléctrica Energía Minera

Energía Minera S.A.

1.050

1.700

Aprobado

Carbón

V

Central Termoeléctrica Los Robles

AES Gener S.A.

750

1.300

Aprobado

Carbón

VII

640

733

En calificación

Hidráulica

XI

Proyecto Central Hidroeléctrica Cuervo Energía Austral Ltda. Fuente: Sitio web del SEIA.


111


que la tramitación de una central hidráulica necesitará hasta 500 días para lograr los derechos de agua y permisos de obras hidráulicas. En relación a los proyectos ERNC, los plazos se mantienen en el mismo orden, dependiendo de su naturaleza.

Tabla 5.27: Tiempos empleados en la tramitación de proyectos. Categoría de ingreso al SEIA

Tecnología ERNC

Como muestra de lo anterior, en la tabla 5.27 se diferencian estos plazos según la tecnología de generación y la categoría de ingreso al Servicio de Evaluación Ambiental (Declaración de Impacto Ambiental o Estudio de Impacto Ambiental).

DIA

Térmica


308 Diésel

158

Gas Natural

99

ERNC

346

Hídrica

480

Térmica Fuente: Ministerio de Energía.

Promedio en días de evaluación 208

Hídrica

EIA

112

Combustible

Carbón

434

Diésel

167

Gas Natural

316


6 Transmisión de Energía Eléctrica Los sistemas de transmisión están formados por instalaciones que permiten transportar la energía eléctrica desde los centros excedentarios en generación hacia los centros de consumo, operando en niveles de alta tensión. La operación en Chile se realiza bajo el estándar europeo de 50 Hz de frecuencia nominal.

• Los flujos en las líneas no deben ser atribuidos exclusivamente al consumo de un cliente, o a la producción de una central generadora o de un grupo reducido de centrales generadoras.

1

• Las líneas deben poseer tramos con flujos bidireccionales relevantes.

En la actualidad, para el SIC el sistema de transmisión troncal comprende las Estas instalaciones que permiten transportar la energía eléctrica corresponinstalaciones energizadas a niveles de tensión superior o igual a 220kV entre den principalmente a transformadores y líneas aéreas, es decir, conductores los nudos Diego de Almagro y Puerto Montt, y a su vez el área de influencia suspendidos a estructuras apropiadas mediante el uso de aisladores. A común de las instalaciones ubicadas entre las barras Quillota y Charrúa, de medida que se requiere transmitir mayor cantidad de energía hacia destinos acuerdo a la Figura 6.2: más alejados esta infraestructura crece en importancia y requiere mayores niveles de tensión. Actualmente en el país, los niveles de tensión empleados en el sector de transmisión cubren el rango comprendido entre tensiones mayores a 23 kV y 500 kV. Figura 6.1 Segmentos del sistema de transporte El desarrollo histórico de los sistemas de transmisión en sus principales sistemas (SIC y SING) ha estado condicionado por sus respectivas características distintivas tanto en el ámbito geográfico como en el económico y comercial.

Sistema Troncal Área de influencia común

En Chile, la Ley N°19.940 (Ley Corta I) distingue las distintas infraestructuras de transmisión en tres segmentos, el Sistema de Transmisión Troncal, el Sistema de Subtransmisión y el Sistema de Transmisión Adicional, los cuales se esquematizan en la Figura 6.1 y se explican a continuación:

6.1. Sistema de Transmisión Troncal

De acuerdo al DFL Nº4, estas instalaciones deben cumplir con las siguientes características: • La tensión nominal de la línea de transmisión debe ser mayor o igual a 220 kV1. • Deben mostrar una variabilidad relevante en la magnitud y dirección de los flujos de potencia, como resultado de abastecer en forma óptima una misma configuración de demanda para diferentes escenarios de disponibilidad del parque generador existente, considerando las restricciones impuestas por el cumplimiento de las exigencias de calidad y seguridad de servicio, incluyendo situaciones de contingencia y falla. • La magnitud de los flujos en estas líneas no debe estar determinada por el consumo de un número reducido de consumidores.

1

Sistema adicional inyección

Sistema Troncal fuera del área de influencia común


Líneas de Transmisión

Líneas de Subtransmisión

Sistema adicional retiro


Generador

Transformador

Carga

Fuente: Las Energías Renovables no Convencionales en el Mercado Eléctrico Chileno, CNE-GTZ, 2009.

Figura 6.2

Sistema de transmisión troncal. Sistema de transmisión Troncal

Diego de Almagro

Puerto Montt Charrúa

Quillota

Área de influencia común

Fuente: Las Energías Renovables no Convencionales en el Mercado Eléctrico Chileno, CNE-GTZ, 2009.

Existen algunas instalaciones energizadas en 154 kV que constituyen parte del sistema troncal.


113


En el caso del SING, el Sistema de Transmisión Troncal fue definido en el anexo de la Ley N°19.940 y corresponde a las instalaciones comprendidas entre los nudos S/E Encuentro – S/E Crucero, es decir, involucrando sólo un tramo de la red. Este tramo es un doble circuito en 220 kV, de 800 m de longitud, perteneciente a la empresa Transelec Norte.

exclusivamente al consumo de un cliente o a la producción de una central generadora o de un grupo reducido de centrales generadoras. En general, los sistemas de subtransmisión operan a niveles de tensión entre 66 kV y 110 kV.

6.2.

Por otro lado, los sistemas de transmisión adicionales son aquellos destinados principalmente al suministro de energía eléctrica a usuarios no sometidos a regulación de precios, y por aquellas cuyo objeto principal es permitir a los generadores inyectar su producción al sistema eléctrico, sin que formen parte del sistema de transmisión troncal ni de los sistemas de subtransmisión.

Sistema de subtransmisión (SING, SIC)

El marco regulatorio del sector establece que un sistema de subtransmisión corresponde a aquellas instalaciones que están interconectadas al sistema eléctrico y dispuestas para el abastecimiento exclusivo de grupos de consumidores finales, libres o regulados, ubicados en zonas de concesión de empresas distribuidoras. Adicionalmente se determina que las instalaciones de subtransmisión deben cumplir con no calificar como instalaciones troncales de acuerdo a lo definido en el Artículo 74 de la LGSE y que los flujos en las líneas no sean atribuidos

6.3.

Sistemas adicionales

6.4.

Empresas del sector transmisión

En las Tablas 6.1 y 6.2 se detalla la distribución de propiedad de líneas de transmisión en cada uno de los principales sistemas eléctricos del país

Tabla 6.1: Longitud de líneas [km] y capacidad instalada [MVA] en SING según propietario. Propietario

Longitud (km)

Aes Gener S.A.

642,8

Angamos

284,0 71,8

E-CL

1.049,5

Electroandina

Codelco Norte

9,4

Potencia (MVA)

Porcentaje (%)

2.265,8

12,3

4,1

1.080,0

5,9

1,0

1.035,8

5,6

15,3

2.004,0

10,9

1.126,2

16,4

2.795,1

15,2

Emelari

7,6

0,1

25,2

0,1

Grace

27,0

0,4

57,2

0,3

Haldeman

55,0

0,8

3,4

0,0

Minera Cerro Colorado

61,0

0,9

68,6

0,4

Minera Collahuasi

437,0

6,4

327,0

1,8

Minera El Tesoro

90,0

1,3

125,0

0,7

Minera Escondida

932,8

13,6

3.381,4

18,3

Minera Esperanza

280,0

4,1

557,4

3,0

Minera Meridian

65,7

1,0

27,4

0,1

Minera Michilla

74,0

1,1

34,3

0,2

Minera Quebrada Blanca

18,0

0,3

68,6

0,4

Minera Rayrock

17,0

0,2

1,0

0,0

Minera Spence

67,0

1,0

274,4

1,5

Minera Zaldívar

227,5

3,3

558,6

3,0

0,8

0,0

45,7

0,2

Moly-Cop Norgener

272,0

4,0

964,0

5,2

Transelec Norte

954,5

13,9

2.260,6

12,3

71,8

1,0

404,6

2,2

Transemel Xstrata Copper - Altonorte Total

24,0

0,4

68,6

0,4

6.856,9

100,0

18.433,7

100,0

Fuente: Anuario CDEC-SING, 2010.

114

Porcentaje (%)



Tabla 6.2: Longitud de líneas [km] en SIC según propietario. Propietario

Longitud (km)

Porcentaje (%)

Figura 6.3

AES GenerS.A.

419,6

3,6

Colbún S.A.

417,7

3,5

Número de líneas

Hidroeléctrica Aconcagua

58,2

0,5

60

141,2

1,2

50

Hidromaule

26,0

0,2

40

Campanario

2,9

0,0

30

34,7

0,3

Cía. Transmisora Norte Chico

133,3

1,1

Endesa

103,5

0,9

Transchile

204,0

1,7

Transelec

5.610,4

47,6

Transnet S.A.

2.201,5

18,7

247,5

2,1

Hidroeléctrica Guardia Vieja

Guacolda S.A.

S.T.S. Puyehue S.A.

43,3

0,4

Ibener

36,0

0,3

Hidroeléctrica La Higuera

38,7

0,3

Pacific Hydro Chile

12,4

0,1

0,2

0,0

533,6

4,5

Potencia Chile Emeletric Chilquinta

528,3

4,5

Chilectra

355,9

3,0

Saesa

166,6

1,4

Litoral

13,7

0,1

Copelec

71,6

0,6

E.E. Puente Alto

12,2

0,1

Elecda

127,8

1,1

Emelat

208,1

1,8

Frontel

43,1

0,4

11.791,8

100,0

Total

20

Número de líneas según nivel de tensión (kV) instaladas en el SING.

1

54

27

13

10

10 1

0 66 kV

100 kV

110 kV

220 kV

345 kV

Tensión


Figura 6.4

Longitud total de líneas de transmisión (km) según nivel de tensión en SING. 345 kV 408

66 kV 349

100 kV 58

110 kV 1.367

220 kV 4.676

Fuente: Anuario CDEC-SIC, 2010.


durante 2010. En el SING se registraron 105 líneas de transmisión distribuidas en niveles de tensión entre 66 y 345 kV (Figuras 6.3 y 6.4), mientras que en el SIC el número ascendió a 380. En este sistema, se utilizan niveles de tensión entre 33 y 500 kV (Figuras 6.5 y 6.6).

concentran el 15,1% de las líneas de transmisión en conjunto. En la Tabla 6.3 se resume la propiedad de las dos principales empresas de transmisión del país, las cuales se describen a continuación:

Al igual que en el sector generación, se observa un alto grado de concentración en el mercado, particularmente en el SIC, en el cual dos grupos, Transelec y CGE Transmisión, controlan el 72,5% de la propiedad de las líneas de transmisión. En el SING, la mayor parte de las instalaciones es propiedad de las compañías mineras, y los conglomerados mencionados sólo

Es la principal compañía del país en el sector que opera líneas y subestaciones. Sus instalaciones están presentes en los dos principales sistemas eléctricos del país, completando un total de 8.525 km de líneas de transmisión considerando circuitos simples y dobles, y cuenta con 54 subestaciones. En el SIC es propietaria del 92% del total de las líneas

6.4.1. Transelec S.A.


115


Número de líneas según nivel de tensión (kV) instaladas en el SIC.

Figura 6.5

Longitud total de líneas de transmisión (km) según nivel de tensión (kV) en SIC.

Figura 6.6

Número de líneas

33 KV 128,3

140

44 KV 222,0

120 100

136

500 KV 1.002,1

132

80 60

20 0

66 KV 2.970,8

65

40

220 KV 3.971,7

24

15

3

5

33 kV

44 kV

66 kV

110 kV

154 kV

220 kV

500 kV

110 KV 2.578,0

Tensión

154 KV 918,9



Tabla 6.3: Participación de cada grupo dentro del segmento transmisión en el SING y SIC. SING

Matriz

Subsidiaria

Transelec S.A.

Longitud (km)

%

Transelec Norte

954,5

13,9

Transelec

5.610,4

47,6

Total

954,5

13,9

Total

5.610,4

47,6

71,8

1,0

Transnet S.A.

2.201,5

18,7

7,6

0,1

Emeletric

533,6

4,5

Elemat

208,1

1,8

2.943,2

25,0

Transemel CGE Transmisión

Emelari Total

79,4

de transmisión pertenecientes al sistema troncal. En el SING, esta cifra asciende a 78%. Su origen data de 1993, cuando Endesa transformó su División de Transmisión en la filial Compañía Nacional de Transmisión Eléctrica, la cual es adquirida en su totalidad por la compañía canadiense Hydro-Quebec en 2000, formando la compañía HQI Transelec Chile S.A. En mayo de 2003, HQI Transelec Chile ingresa al SING a través de su filiar HQI Transelec Norte comprando 924 kilómetros de líneas de 220 kV. Posteriormente, en 2006, el consorcio canadiense liderado por Brookfield Asset Management (BAM) adquiere el 100% de la propiedad accionaria de Transelec. En 2007, el consorcio BAM vendió un 10,7% de su participación a Brookfield Infraestructure Partnership, pasando esta última a ser parte del consorcio controlador. En la actualidad, la estructura accionaria de esta compañía está compuesta en 99,99% por Transelec Holding Rentas Limitada y en 0,01% por Rentas Eléctricas I Limitada.

116

SIC


1,2

Subsidiaria

Total

Longitud (km)

%

A nivel nacional, Transelec es dueña del 100% de las líneas de 500 kV, posee un 47% de participación en la propiedad de líneas de 220 KV, mantiene el control del 86% de las líneas de 154 kV y 12% en el segmento comprendido entre 110 kV y 66 kV (Transelec, 2011). Las instalaciones de Transelec en el país se encuentran divididas en seis gerencias de zona: • Zona Norte Grande: Cubre las regiones de Arica-Parinacota y Antofagasta, orientando su labor al abastecimiento de las faenas mineras. • Zona Norte Chico: Abarca el territorio comprendido entre caleta Paposo, en la Región de Antofagasta y Pichidangui, en la Región de Coquimbo. • Zona Central: Suministra a las regiones de Valparaíso, Metropolitana y parte de la Región del Libertador Bernardo O`Higgi ns. • Zona Centro Sur: Transporta energía entre las ciudades de Rancagua y Chillán.


Figura 6.7

Participación de mercado de Transelec (considerando kilómetros de extensión de líneas de transmisión) en 2010.

Figura 6.8

Distribución de ingreso según cliente en 2011.

Energía Austral 1,40% 110 y 66 kV

154 kV

GasAtacama Chile 2,90%

Grupo Endesa 37%

Otros 10,10%

220 kV

500 kV

1

Otros 15,66%

Grupo Colbún 20,05%

Grupo AES Gener 10,16%

Transelec Otros

Fuente: Memoria Anual 2011, Transelec.

Fuente: Memoria Anual 2011, Transelec.

• Zona Biobío: Comprende las instalaciones entre los ríos Perquilauquén y Malleco, con alta concentración de líneas y subestaciones.

Dentro de este negocio también participa la subsidiaria Transemel, que atiende a las empresas distribuidoras del SING, es decir, Emelari, Eliqsa y Elecda. Adicionalmente, estas mismas distribuidoras disponen de activos propios asociados a esta actividad. Finalmente, durante el año 2011, Transnet absorbió los activos de transmisión de Emelat Transmisión, Emelectric Transmisión y Emetal Transmisión.

• Zona Sur: Abastece a las regiones de La Araucanía, Los Ríos y Los Lagos, conectando además a la Isla Grande de Chiloé, a través del cruce del canal de Chacao. Durante 2011, los ingresos de la empresa se distribuyeron según cliente como lo indica la Figura 6.8. Además, durante el mismo año, la compañía ejecutó proyectos en el sistema de transmisión por un total de MMUS$ 199, de los cuales MMUS$ 151 corresponden a inversiones en el Sistema de Transmisión Troncal, destacando la construcción de la línea de 220 kV Nogales-Polpaico, incluida una diagonal de 220 kV en la subestación Nogales y dos paños de 220 kV en la subestación Polpaico. Paralelamente, se continuó construyendo la línea de 220 kV Charrúa-Lagunillas, proyecto concebido originalmente como parte del Sistema de Subtransmisión, pero que en el último Estudio de Transmisión Troncal fue calificado como instalación del sistema troncal.

6.4.2. CGE Transmisión El Grupo CGE es uno de los conglomerados energéticos más importantes del país, concentrando la mayor parte de sus activos en el sector eléctrico. En particular, el negocio de transformación y transporte de energía es desempeñado principalmente por la subsidiaria Transnet, con una infraestructura de subtransmisión y transformación que se extiende desde la Región de Atacama a la Región de Los Ríos. Esta subsidiaria, en la actualidad, está presente principalmente en la subtransmisión, donde posee aproximadamente el 44% de las líneas. Todas estas instalaciones representan un valor anualizado de inversiones (AVI) más un costo anual de operación, mantenimiento y administración (COMA) equivalente al 35% del AVI + COMA del total de las instalaciones de subtransmisión del sistema interconectado central.

Por su parte, la subsidiaria Edelmag también posee instalaciones de transporte y transformación de energía eléctrica que complementan su actividad de distribución en la XII Región. La demanda física que enfrenta el segmento de la subtransmisión corresponde principalmente a la energía retirada desde sus redes, equivalente a la demanda requerida por las empresas distribuidoras del Grupo CGE, otras distribuidoras y clientes libres, y a las inyecciones de energía al sistema de subtransmisión realizadas por empresas de generación. En este sentido, el comportamiento de la demanda se encuentra muy correlacionado con el crecimiento del consumo per cápita, desarrollo urbano y crecimiento económico en las zonas atendidas por las empresas del Grupo CGE (Grupo CGE, 2011). a. Empresas Emel S.A. La Empresa de Transmisión Eléctrica Transemel S.A., filial de Emel, presta servicios de transmisión y transformación de electricidad en el Sistema Interconectado del Norte Grande. Para ello, cuenta con una capacidad de transformación de 510 MVA en el SING. Estas subestaciones transforman la energía suministrada por las empresas generadoras y la entregan a las empresas de distribución eléctrica Emelari, Eliqsa y Elecda a través de un sistema de transmisión de 66 kV, 110 kV y 154 kV, compuesto por aproximadamente 92 kilómetros de líneas. En la actualidad, Transemel explota sus instalaciones de transmisión y transformación prestando sus servicios a los distintos agentes del Sistema


117


Integrado del Norte Grande, según lo establecido en el Decreto N°320 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción publicado el 9 de enero de 2009. Este año se puso en servicio la nueva línea Chuquicamata – Calama diseñada para operar en 220 kV. Al mismo tiempo, se está desarrollando una nueva subestación de 220 kV en la ciudad de Calama. Durante 2011, la gestión de operaciones estuvo focalizada en la ejecución de proyectos de subtransmisión orientados a sustentar el crecimiento y cumplir con la norma técnica de seguridad y calidad de servicio. En materia de inversiones, durante el ejercicio éstas alcanzaron a $2.102 millones, destacando los siguientes proyectos que continuarán su ejecución durante 2012: Subestación Calama 220 kV, Línea Salar-Calama 220 kV, Tap Off respaldo Uribe 110 kV (en Antofagasta), Tap Off respaldo Quiani 66 kV (en Arica). Para el financiamiento, Transemel opera en el mercado financiero a través de estructuraciones de créditos de mediano plazo con la banca local. Por su parte, la política de dividendos de Transemel permite capitalizar los montos no distribuidos de manera de financiar conservadoramente las necesidades de inversión que originan las operaciones transmisión eléctrica. Durante 2011, los principales proveedores de Transemel fueron: Improlec S.A., Emel Norte S.A. y Empresa Eléctrica de Antofagasta que en conjunto representaron cerca del 55% del total de los ingresos por este concepto. Para el mismo período, los principales clientes de Transemel fueron: GasAtacama S.A., E-CL S.A. y Transelec Norte S.A. que en conjunto representaron un 95% del total. b. Transnet S.A. Transnet es una empresa de servicio público de transmisión y transformación de electricidad para lo cual proyecta, construye, opera, mantiene y comercializa un conjunto de subestaciones de poder y líneas de transmisión, emplazadas entre la Región de Atacama y la Región de Los Ríos. Dichas instalaciones conectan el sistema de transmisión troncal del SIC con las empresas distribuidoras, generadoras y clientes libres. Con una infraestructura aproximada de 3.325 kilómetros de líneas, que representa cerca de 46% de las líneas de subtransmisión del SIC, y 172 subestaciones transformadoras que totalizan 6.105 MVA de potencia instalada, constituyendo el 31% de la potencia instalada del SIC, la empresa se mantiene como el principal actor en el sector de la subtransmisión. Al cierre del

año 2011, la energía retirada del sistema de subtransmisión de Transnet alcanzó a 11.027 millones de kWh. La estructura de propiedad de Transnet al 31 de diciembre de 2011 correspondía a un 99,58% de las acciones para la Compañía General de Electricidad S.A. (CGE); 0,01% para CGE Magallanes S.A. y el restante 0,41% pertenecía a accionistas minoritarios. Las instalaciones eléctricas de la empresa se extienden desde la subsestación Caldera en la región de Atacama hasta la subestación Pullinque en la Región de Los Ríos. • Zona Atacama y Elqui: Comprende las instalaciones ubicadas entre la subestación Incahuasi y la subestación Combarbalá (exclusive). • Zona Aconcagua: Comprende aquellas instalaciones ubicadas entre la Subestación Combarbalá y la Subestación Marga Marga, en Viña del Mar. • Zona Cachapoal: Comprende aquellas instalaciones ubicadas entre la Subestación Pirque y la Subestación Teno (exclusive). • Zona Maule: Comprende aquellas instalaciones ubicadas entre la Subestación Teno y un paño de 66 kV de la Subestación Charrúa. • Zona Biobío: Comprende aquellas instalaciones ubicadas entre la Subestación Mahns (Tomé) y la Subestación Lebu. • Zona Araucanía: Comprende aquellas instalaciones ubicadas entre un paño de 154 kV de la Subestación Charrúa y la Subestación Pullinque. A fines de 2011, la empresa contaba con una infraestructura aproximada de 3.325 km de líneas y 172 subestaciones transformadoras totalizando 6.105 MVA de potencia instalada, cuya distribución se muestra en las Tablas 6.4 y 6.5. Al cierre del año 2011, la energía retirada del sistema de subtransmisión de Transnet alcanzó 11.027 GWh, lo que representó un aumento de 26,4% con respecto a 2010. La distribución porcentual de los retiros según zona se muestra en la Figura 6.9.

6.5.

Obras en desarrollo

La Ley define la realización de estudios cada 4 años para determinar la

Tabla 6.4: Líneas de Transnet S.A. medidas en kilómetros, según zona. Longitud de líneas [km] por zona Tipos de línea 1x154 kV

Atacama -

Elqui

Aconcagua

-

1

Maule

Biobío

3

1

Araucanía

Total km

65

70

209

319

254

84

-

-

-

866

1x33 kV

-

-

-

-

55

-

-

55

1x66 kV

-

234

55

570

577

295

603

2.334

209

553

309

655

635

296

668

3.325

1x110 kV

Total zona

Fuente: Memoria Anual 2011. Transnet.

118

.

Cachapoal



Tabla 6.5: Características de transformadores pertenecientes a Transnet. Figura 6.9

Retiros de energía del sistema de subtransmisión de Transnet, según zona. Biobío 17,9% Araucanía 14,7%

Atacama 5,8%

Maule 19,5%

Maule 19,5%

Cachapoal 26% Elqui+Aconcagua 16,1%

Tipo de transformador 220/110 kV 220/66 kV 220 - 154/66 kV 154/66 kV 154/MT kV 110/110 kV 110/66 kV 110/MT kV 66/66 kV 66/33 kV 66/MT kV MT/66 kV 33/MT kV Total

Número de transformadores 5 1 7 24 3 8 35 6 1 179 1 2 272

Potencia (MVA) 345 75 475 1.269 85 343 685 205 10 2.584 22 7 6.105

1

Fuente: Memoria Anual 2011. Transnet.

expansión del sistema de transmisión troncal, el cual debe analizar distintos escenarios de expansión del parque generador y de interconexión entre sistemas. Este estudio debe ser licitado y sus resultados posteriormente son supervisados por una serie de participantes detallados en la Ley. El estudio debe considerar aquellas instalaciones económicamente eficientes y que sean necesarias para el desarrollo del respectivo sistema eléctrico en las distintas alternativas de expansión, en los siguientes cuatro años. Sin perjuicio de ello, el estudio considerará un período de análisis de a lo menos diez años. Adicionalmente, la Ley impone ciertas condiciones de seguridad y que consideren los diversos escenarios de expansión en generación, interconexión e incremento de la demanda. Finalmente los resultados del estudio entregados por el consultor, en lo que respecta a la expansión, deben distinguir a lo menos una serie de puntos, entre los que destacan los siguientes: • El sistema de transmisión troncal existente. • El plan de expansión del STT para cada escenario incluyendo: las características y la fecha de incorporación de las ampliaciones del troncal existente, y las empresas de transmisión que deberán realizar dichas ampliaciones; la anualidad de valor de inversión (AVI) y costos anuales de operación, mantenimiento y administración (COMA) de las instalaciones de transmisión troncal existentes; las recomendaciones de nuevas obras de los sistemas de transmisión, y los criterios y rangos bajo los cuales se mantienen válidos los supuestos de cada escenario contemplado en el estudio. Posteriormente las nuevas líneas y subestaciones troncales, calificadas por la Comisión Nacional de Energía, deberán licitar la construcción de las obras a empresas calificadas, a través de procesos públicos, abiertos y transparentes, auditables por la Superintendencia, debiendo incluirse expresamente en las bases de la licitación que el valor de inversión de la ampliación licitada no podrá exceder en más de 15% al valor de inversión referencial señalado para ella en el decreto respectivo.

De igual forma, se realizan estudios de planificación y crecimiento centralizado para la subtransmisión, aunque sólo de carácter indicativo y sus recomendaciones no tienen la obligación de realizar procesos de licitación, como sí ocurre en el STT. Finalmente, para el caso del Sistema de Transmisión Adicional, las nuevas obras estarán regidas por contratos firmados entre los usuarios y las respectivas empresas que inviertan en infraestructura. Las disposiciones sobre los estudios y los mecanismos de pago no aplican en este sector, puesto que su remuneración se define a través de contratos entre las partes. En general, estas instalaciones tienen como objetivo el suministro de energía a aquellos clientes que no están sometidos a regulación de precios. Lo anterior determina que estas instalaciones no tengan el carácter de servicio público, como si ocurre con el Sistema de Transmisión Troncal y el Sistema de Subtransmisión Troncal. El desarrollo de la infraestructura de transmisión en el sistema troncal constituye uno de los principales problemas en el desarrollo del sistema eléctrico del país. En mayo de 2011 se publicó en el Diario Oficial el Decreto Convocatorio Nº115 anunciando la licitación de las siguientes obras en el SIC: Luego de lo anterior, la Comisión Nacional de Energía (CNE), con fecha 13 de junio de 2011, aprobó el texto de las “Bases de Licitación para la adjudicación de los derechos de explotación y ejecución de las Obras Nuevas contempladas en el Decreto N°115, con el objeto de que el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) del Sistema Interconectado Central (SIC) sea el que licite y adjudique las obras nuevas de expansión. Al proceso se presentaron ofertas de Alupar Investimento (postuló a ocho obras); Interconexión Eléctrica (cinco obras); Consorcio Empresa Energía de Bogotá (seis obras); Elecnor (cuatro obras) y Abengoa Chile (cuatro obras). También participaron del proceso el consorcio Chilquinta-Saesa, con ofertas en tres obras, Transelec en dos e Inkea Energy Limited en una. COMPENDIO ENERGÉTICO DE CHILE

119


Tabla 6.6: Resultados del llamado a licitación para obras de transmisión en mayo de 2011. Plazo de construcción

Valor de inversión referencial (miles US$)

Adjudicación primer llamado a licitación

Nueva línea Cardones – Maitencillo 2x500 kV

60 meses

79.320

Desierta

Nueva línea Maitencillo – Pan de Azúcar 2x500 kV

60 meses

130.110

Desierta

Nueva línea Pan de Azúcar – Polpaico 2x500 kV

60 meses

280.000

Desierta

Tendido del primer circuito en nueva línea Charrúa – Ancoa 2x500 kV

60 meses

140.400

Desierta

Tendido del primer circuito en nueva línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV

66 meses

45.490

Saesa - Chilquinta

Subestación seccionadora Lo Aguirre: Etapa I

36 meses

69.020

Transelec

Instalación de CER en subestación Cardones

24 meses

20.700

Transelec

Tendido del primer circuito en nueva línea Cardones – Diego de Almagro 2x220 kV

60 meses

37.000

Saesa - Chilquinta

Proyecto

Fuente: CNE.

Un año más tarde, en abril de 2012, el CDEC-SIC declaró desierta la licitación en los cuatro proyectos en 500 kV, los más importantes y de mayor tamaño, puesto que las empresas que se presentaron a la propuesta no cumplieron con los criterios mínimos definidos por la autoridad para su evaluación. El CDEC argumentó que las empresas habían emitido boletas de garantía en forma errónea; que los documentos relacionados a la constitución de sociedades en el país no cumplían con la ley vigente; que no incluyeron en sus propuestas información financiera relevante sobre patrimonio, deudas y certificados de auditores externos; que no identificaron a los socios o accionistas y que el cronograma de ejecución no era el adecuado. Los tendidos licitados estaban previstos para comenzar sus obras en marzo de 2012 e iniciar su operación en 2017. Sin embargo, el nuevo proceso de licitación retrasará el inicio de las obras y por ello acentuará las restricciones de la red de transmisión. Dentro de ellas, la línea Polpaico-Cardones de 500 kV suscribía particular importancia. Ella permitiría transferir energía desde el centro sur hacia el centro norte del SIC, zona que vería aumentada su demanda por el ingreso de varios proyectos mineros e industriales. Como se señaló, el sistema presenta limitaciones de capacidad que impedirían abastecer consumos futuros

120


en el mediano plazo, lo cual implicaría un aumento de la generación a nivel local incrementando el uso de unidades más caras e ineficientes. El segundo llamado a licitación se realizó en mayo de este año, por medio de la Resolución Exenta Nº368, estimando el inicio de las obras para diciembre de este año. En forma adicional al retraso de las ofertas, se deben considerar incertidumbres adicionales en estos proyectos, como los procesos de calificación ambiental, el otorgamiento de derechos de servidumbres y los procesos de acuerdo con las comunidades locales, lo cual extiende adicionalmente el inicio de la operación de las líneas. En orden a agilizar la tramitación y los plazos asociados a las concesiones eléctricas, en abril de 2012 el Gobierno envió un proyecto de Ley que busca simplificar el proceso de concesión provisional, adecuando los tiempos de tramitación, introduciendo la posibilidad de dividir la solicitud de concesiones, modificando el procedimiento de tasación de los inmuebles y solucionando los conflictos entre diferentes tipos de concesión, entre otras medidas. Este proyecto forma parte del conjunto de medidas que el Gobierno anunció en la Estrategia Nacional de Energía 2012-2020, documento que se analiza con mayor profundidad en la sección 8.


7 Distribución de Energía Eléctrica De acuerdo a la CNE, los sistemas de distribución están constituidos por las líneas, subestaciones y equipos que permiten prestar el servicio de distribuir la electricidad hasta los consumidores finales, localizados en cierta zona geográfica explícitamente limitada. Las empresas de distribución operan bajo un régimen de concesión de servicio público de distribución, con obligación de servicio y con tarifas reguladas para el suministro a clientes regulados. Al 31 de diciembre de 2011, según datos de la CNE, existían 42 empresas de distribución, con información completa para 41 de ellas. En la Tabla 7.1, se detallan las principales características de cada una de ellas.

7.1.

Empresas del sector distribución

Gran parte de los sistemas eléctricos se caracterizan porque sus centrales generadoras y sus consumos están interconectados a través de un gran sistema de transmisión, subestaciones y redes de distribución.

1

En el caso de los sistemas eléctricos de distribución, su desarrollo depende de la localización y crecimiento de la demanda. El crecimiento horizontal (geográfico) de la demanda corresponde al incremento de la población y las viviendas, el cual está fuertemente ligado a los planes de desarrollo urbano. Por otra parte, el crecimiento vertical (intensidad de consumo) de la

Tabla 7.1: Principales características de empresas concesionarias de distribución. Nombre Emelari Eliqsa Elecda Emelat Chilquinta Energía Conafe Emelca Litoral Chilectra Colina Til-Til E.E. Puente Alto Luz Andes Emelectric CGE Distribución (5) Coopersol Coopelan Frontel Saesa Edelaysen Edelmag Codiner Energía de Casablanca Coop. Curicó Emetal Luz Linares Luz Parral Copelec Coelcha Socoepa Cooprel

Región de Distribución I I II III V III, IV, V y VII V V RM RM V y RM RM RM V, RM, VI, VII y VIII RM, VI, VII, VIII y IX I VIII VIII y IX IX y X XI XII IX V y RM VII VII VII VII y VIII VIII VIII X X

Clientes Regulados (2) al 31.12.09 63.491 83.472 151.782 86.066 499.284 329.642 5.479 47.081 1.587.446 19.871 2.059 50.622 1.780 224.177 1.245.966 14.628 300.297 345.136 35.232 52.815 10.827 4.099 8.344 20.716 24.463 17.331 39.048 10.111 4.684 5.406

Compras (3) (GWh)

Ventas (4) (GWh)

254,2 486,5 814,7 588,6 2.191,7 1.459,0 15,1 71,0 11.281,6 67,4 12,4 221,0 7,5 1.088,6 6.910,3 71,6 815,4 1.771,5 128,1 260,1 50,9 44,4 102,7 99,7 94,6 59,4 118,8 43,2 26,0

235,3 446,0 752,3 555,2 2.017,5 1.315,6 14,6 61,4 10.674,8 62,7 15,2 206,3 7,6 978,2 6.453,9 59,5 692,2 1.592,9 109,0 244,1 44,0 40,0 95,1 84,7 82,1 50,5 91,5 37,1

31,2

25,0

21,8 Continúa en página siguiente.


121


LuzOsorno

X

18.386

121,4

107,3

Crell

X

1.670

62,4

53,3

Enelsa

IV

(6)

11.282

51,2

43,0

5.322.693

29.422

27.270

Fuente: Antecedentes de ventas por Empresa Concesionaria de Distribución: Período 1997 – 2011, CNE. (2) Número de clientes correspondientes a un mes. (3) Electricidad ingresada a los sistemas de distribución de cada empresa, destinada a clientes libres y regulados. (4) Ventas facturadas a clientes libres y regulados. Considera consumos propios y estimación de hurtos. (5) Incluye antecedentes de Río Maipo producto de la fusión de ambas empresas. (6) Ex ELECOOP

demanda, se relaciona con el incremento del ingreso y el desarrollo tecnológico asociado a mayor acceso en equipos electrodomésticos en el sector residencial y de automatización en el sector industrial (Comisión Nacional de Energía, 2006). Las empresas que capturan mayor cantidad de clientes regulados son Chilectra y el Grupo CGE Distribución, que operan en el sector que concentra aproximadamente el 51% de la población. En conjunto, ambas poseen el 73% del total de clientes regulados del país. En la Figura 7.1 se muestra la distribución de este tipo de clientes según las compañías distribuidoras que los abastecen. A continuación se detallan las principales empresas pertenecientes al sector, a base de las memorias anuales publicadas por cada una de ellas en 2011:

Distribución de clientes regulados según empresa.

Figura 7.1

3,70%

3,34%

2,77% Chilectra Grupo CGE

9,23%

29,82%

8,50%

Chilquinta Saesa Frontel Emelectric

42,64%

Otros

7.1.1. Chilectra La Compañía Chilena de Electricidad Ltda. nació como una empresa privada de generación y distribución de energía eléctrica el 1 de septiembre de 1921, de la fusión de la Chilean Electric Tramway and Light Co., fundada en 1889, y de la Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica, que operaba desde 1919 en Santiago. Posteriormente la South American Power Co. adquirió los bienes y derechos de una serie de empresas eléctricas que funcionaban en la zona central del país. En 1970 la empresa fue estatizada, manteniendo hasta 1981 una estructura compuesta por la casa matriz, Compañía Chilena de Electricidad S.A. (Chilectra S.A.), y tres empresas filiales: Compañía Chilena Metropolitana de Distribución Eléctrica S.A. (Chilectra Metropolitana S.A.), para distribuir energía eléctrica en la Región Metropolitana; Compañía Chilena de Distribución Eléctrica Quinta Región S.A. (Chilectra Quinta Región), para servir a Valparaíso y el Valle del Aconcagua; y Compañía Chilena de Generación Eléctrica S.A. (Chilectra Generación), que mantuvo las funciones de generación y transporte de energía. En 1983 Chilectra Metropolitana S.A. inició un proceso de reprivatización que concluyó en agosto de 1987. Poco después, en noviembre de 1987 y con el objeto de modernizar la empresa, se inició la filialización de Chilectra Metropolitana S.A., a través de la creación de su primera filial: Distribuidora Chilectra Metropolitana S.A. En mayo de 1994 Distribuidora Chilectra Metropolitana S.A. cambió su razón social a Chilectra S.A. Con fecha 30 de septiembre de 1996 Chilectra S.A. adquirió la Empresa Eléctrica de Colina S.A., compañía de distribución eléctrica ubicada en la zona norte de su área de concesión.

122


Fuente: Antecedentes de ventas por Empresa Concesionaria de Distribución: Período 1997 – 2011, CNE.

Entre el 21 de noviembre y el 20 de diciembre de 2000, Enersis S.A. abrió un Poder Comprador de Acciones por la totalidad de las acciones y ADR’s de Chilectra S.A., llegando a controlar al 31 de diciembre de 2000 un 95,84% de las acciones de la compañía. Un segundo poder comprador fue abierto al mercado entre el 3 de julio de 2001 y el 26 de diciembre de 2001. Como resultado de dicha operación, Enersis S.A. llegó a controlar, al 31 de diciembre de 2001, un 98,24% de las acciones de Chilectra S.A. Actualmente, la estructura de propiedad de la compañía pertenece en 99,09% a Enersis y en 0,91% a otros 5.171 accionistas. La sociedad tiene por objeto explotar, en el país y en el extranjero, la distribución y venta de energía eléctrica de cualquier naturaleza, así como la distribución, transporte y venta de combustibles de cualquier clase. El área de concesión de esta compañía asciende a 2.037 km2 y abarca 33 comunas en la Región Metropolitana, además de las zonas abarcadas por la Empresa Eléctrica de Colina Ltda. y Luz Andes Ltda. En el plano internacional, está presente en concesiones de distribución eléctrica en la zona sur de la ciudad de Buenos Aires, Argentina, a través de Edesur S.A.; en la zona norte de la ciudad de Lima, Perú, mediante Edelnor S.A.; en el estado de Río de Janeiro, Brasil, por medio de Ampla Energía y Servicios y en el estado de Ceará, a través de Coelce; en Colombia en la ciudad de Bogotá, mediante Codensa S.A. E.S.P. y en el Departamento de Cundinamarca, a través de Empresa de Energía de Cundinamarca (Chilectra, 2011).


En la Tabla 7.2 se muestran algunos indicadores físicos relevantes de la operación de la compañía en los dos últimos años: Al 31 de diciembre de 2011, el número total de clientes ascendía a 1.637.977, representando un aumento de 1,8% con respecto a igual fecha del año anterior. En la Tabla 7.3 se detallan las ventas totales de Chilectra entre 2009 y 2011, según el tipo de cliente. Los principales clientes de la compañía se muestran a continuación: • AGA S.A. • Aguas Andinas S.A. • Cencosud • CGE Distribución S.A. • Empresa Eléctrica de Colina Ltda. • Gerdau Aza S.A. • Goodyear Chile S.A.C.I. • Mall Plaza S.A. • Metro de Santiago • Nestlé Chile S.A. • Papeles Industriales S.A. • Praxair Chile S.A. • Sigdopack S.A. • Telefónica Chile S.A. • Walmart Chile S.A. Chilectra realizó compras físicas por 14.488 GWh durante 2011, incrementando este indicador en 4,2% con respecto a 2010. En la Figura 7.2 se muestra la distribución de compras según el proveedor en 2011. Este crecimiento obedece fundamentalmente a la afectación de los consumos por el Decreto de Racionamiento Eléctrico aplicado por el Gobierno, el que entró en vigencia en febrero de 2011. En relación a la demanda máxima de Chilectra, ésta se produjo el 29 de junio de 2011 y alcanzó 2.540 MW, lo que implicó un crecimiento de 4,7% respecto del año anterior. Al 31 de diciembre de 2011, Chilectra disponía de 355,1 km de líneas de Alta Tensión (AT), cifra que no ha variado respecto de 2010. De éstas, 91,4 km correspondían a líneas de 220 kV; 249,3 km a líneas de 110 kV y 14,4 km a líneas de 44 kV. Por su parte, las líneas de Media y Baja Tensión (MT/BT) sumaron 4.993 km y 10.476 km, respectivamente, aumentando en 48 km y 191 km, en relación al año 2010. La capacidad instalada en subestaciones de poder de propiedad de la compañía alcanzó los 7.023 MVA en diciembre de 2011, lo que significó un aumento de 119 MVA en relación a 2010. Ésta se compone de 155 transformadores de poder ubicados en 53 subestaciones, cifra que considera las unidades de reserva instaladas en cada subestación. Del total de la capacidad, 53,9% corresponde a transformadores de 110/12 kV; 28,5% a transformadores 220/110 kV; y 11,7% a transformadores de 110/23 kV. El restante 5,9% corresponde a diferentes relaciones de transformación.

7.1.2. Grupo CGE La Compañía General de Electricidad fue fundada en 1905, y ha concentrado sus operaciones en el sector energético, fundamentalmente en los mercados

Tabla 7.2: Indicadores operacionales de Chilectra entre 2010 y 2011. Antecedentes relevantes al 31 de diciembre de 2011 Resultados consolidados Ventas de energía [GWh] Pérdidas de energía (%) Número de clientes Clientes/Trabajadores

2011 13.697 5,5% 1.637.977 2.301

2010

Variación

13.098 5,8% 1.609.652 2.239

4,57% -0,3 p.p. 1,76% 2,76%

1

Fuente: Memoria Anual 2011.

Tabla 7.3: Ventas totales de Chilectra entre 2009 y 2011. Ventas totales de energía (GWh) Año

Clientes Clientes Clientes Otros residenciales comerciales industriales clientes(*)

2009 2010 2011

3.320 3.541 3.592

3.473 3.525 3.821

2.923 2.960 3.058

2.869 3.072 3.226

Total

12.535 13.098 13.697

Fuente: Memoria Anual 2011. (*) Incluye fiscales, municipales, agrícolas, utilidad pública, distribuidoras y efecto consolidado. Figura 7.2

Compras físicas de Chilectra según proveedor en 2011. 11%

Total Endesa

12% 37%

Total Colbún Total AES Gener

20%

Total Guacolda 20%

Otros

Fuente: Memoria Anual 2011, Chilectra.

de distribución y transmisión de energía eléctrica, y en distribución, transporte y almacenamiento de gas. CGE constituye una de las pocas compañías del sector eléctrico controlada aún por capitales chilenos: el Grupo Familia Marín, el Grupo Almería y el Grupo Familia Pérez Cruz, quienes alcanzan conjuntamente un 64,86% del control de la compañía. Tras su fundación fue adquiriendo un rol preponderante mediante un proceso continuo de expansión, especialmente fuerte en las últimas dos décadas. Es así como mientras en sus inicios las primeras áreas atendidas por la empresa comprendían San Bernardo, Rancagua y Temuco, hoy en día está presente en ocho regiones el país y tres provincias argentinas. La cobertura geográfica de las operaciones fue ampliándose en Chile junto con el crecimiento natural de las zonas atendidas, a lo que se agregaron sucesivas adquisiciones de otras concesionarias en el campo de la distri-


123


Tabla 7.4: Capacidad instalada de Chilectra entre 2009 y 2011. Año 2009 2010 2011

Transformadores de poder Número Capacidad (MVA) 149 6.729 152 6.904 155 7.023

Subestaciones de poder Número Capacidad (MVA) 53 6.729 53 6.904 53 7.023

Fuente: Memoria Anual 2011, Chilectra.

CGE participa en el negocio de distribución de energía eléctrica en Chile y Argentina, abasteciendo un total de 3.237.767 clientes al cierre de 2011. En Chile, la operación de este negocio está concentrada en las subsidiarias CGE Distribución, Conafe, Elemari, Eliqsa, Elecda, Emelat, Emelectric, Emetal y Edelmag. CGE controla las siguientes compañías (CGE Distribución, 2011):

bución eléctrica. En 1984 CGE tomó el control accionario de la Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A. (Conafe), tradicional empresa con presencia en las Regiones de Valparaíso y del Maule, y a través de ella se adquirió la Empresa Eléctrica de Magallanes S.A. (Edelmag).

• 99,67% de CGE Distribución. El porcentaje restante de la propiedad se encuentra distribuido en 1.228 accionistas. Esta compañía desarrolla su actividad en el mercado de distribución en la Región Metropolitana, y en las regiones VI, VII, VIII y IX del país.

Asimismo, en 1993 se incorporó al grupo la concesionaria que atendía a la ciudad de Coronel y en 1995 las correspondientes a las localidades de Coya y Pirque. En este mismo año tiene lugar el ingreso de CGE al mercado argentino, cuando junto a su filial Conafe integra con socios trasandinos un consorcio que pasa a controlar las empresas provinciales de distribución de energía eléctrica en Tucumán (Edet), Jujuy (Ejesa) y San Juan (Energía San Juan).

• 99,57% de Conafe, la cual otorga suministro eléctrico en las regiones de Coquimbo y Valparaíso. Conafe, por su parte, posee un 99,9% de la propiedad de Enelsa.

En 1999 incorpora a la Empresa Eléctrica Emec S.A., que cubre la Región de Coquimbo y parte de la Región de Valparaíso. Por medio de esta compañía se toma el control de las filiales Transnet y Tecnet, en Chile, y Agua Negra S.A., en Argentina, controladora a su vez de Energía San Juan S.A. En 2001 se consolida en una nueva filial para las actividades de transporte y transmisión de energía eléctrica: CGE Transmisión. En marzo de 2003 CGE adquirió la participación de Enersis en la empresa distribuidora Río Maipo, por un monto de US$203 millones, de los cuales US$170 millones corresponden al valor de las acciones de Enersis y US$33 millones a la deuda de Río Maipo, asumida por CGE. Y en 2005 se materializa la fusión con Río Maipo. El año 2004 resulta clave para CGE, ya que pasó de ser una empresa diversificada -pendiente de varias compañías- a un holding empresarial: Holding CGE. El nuevo giro concentra las áreas de distribución eléctrica en tres unidades de negocios en Chile, las que están divididas por zonas de administración geográfica. Éstas son: Conafe, que absorbió los activos de la filial Emec; CGE Distribución -incluida su filial Río Maipo-, que recibió los activos y pasivos del sector distribución de la compañía, y Edelmag. Uno de los grandes hitos del año 2005 fue la creación de la empresa CGE Generación, destinada a desarrollar la actividad de generación de electricidad de CGE. El año 2007 estuvo marcado por la adquisición de Empresas Emel S.A. a la estadounidense PPL. Esta compra convierte a CGE en la empresa más importante y con mayor cobertura en el sector de distribución de electricidad en Chile, abasteciendo a más de 2 millones de clientes desde Arica a Puerto Williams. A mediados de 2009, Ibener pasa a ser parte del grupo de empresas CGE a través de CGE Generación S.A., incrementando en 133 MW la capacidad instalada de esta última.

124

Una variante de CGE en su matriz energética es la del gas licuado y natural. Actualmente el Holding CGE posee 56,6% de Gasco S.A., empresa que controla el 52% de Metrogas S.A. y que es la encargada de distribuir el gas natural en la Región Metropolitana.


• 99,79% de CGE Magallanes, a través de la cual controla el 55,11% de Edelmag y el 0,1% restante de Enelsa. Edelmag atiende a la XII Región. • 97,99% de Emel, que distribuye en las regiones de Arica-Parinacota, Tarapacá, Antofagasta, Atacama, Valparaíso, O’Higgins, Maule, Biobío y parte de la Región Metropolitana a través de las compañías Emelari, Eliqsa, Elecda, Emelat, Emelectric y Emetal. Estas compañías en conjunto abastecen a 2.429.597 clientes entre la Región de Arica y Región de Los Ríos, como también en la Región de Magallanes. Las ventas físicas en Chile alcanzaron a 11.755 GWh durante 2011. En Argentina, el Grupo CGE a través de sus empresas relacionadas Edet, Ejesa, Ejsedsa y Energía San Juan abastece a 808.170 clientes distribuidos en las provincias de Tucumán, Jujuy y San Juan, con ventas físicas que alcanzaron a 4.628 GWh en 2011. En la Tabla 7.5 se resumen las principales estadísticas de las subsidiarias de CGE en el sector distribución durante 2011: a. CGE Distribución La compañía está dividida en 5 zonas: Zonal San Bernardo, Zonal Rancagua, Zonal Talca, Zonal Concepción y Zonal Temuco, totalizando 1.354.777 clientes. En la Figura 7.3 se muestra la distribución de energía vendida por zonal en el año 2011. En el año 2011 la energía vendida fue de 6.714 GWh, lo que representa un incremento de 4,1% respecto a la registrada el año 2010. Este crecimiento se explica en parte por la recuperación del suministro de energía posterior al terremoto del 27 de febrero de 2010, mayormente en la zona de concesión de CGE Distribución de la VIII Región, una de las más afectadas por esta catástrofe. En la Figura 7.4 se resume la evolución de la energía vendida, demanda máxima y número de clientes durante los últimos 6 años:


Tabla 7.5: Estadísticas de las principales subsidiarias del sector distribución de CGE durante 2011. CGE Distribución

CONAFE

EDELMAG

1.354.777

359.610

54.014

6.714

1.467

252

Líneas de Media Tensión [km]

10.465

4.656

353

Líneas de Baja Tensión [km]

Número de clientes Energía vendida [GWh]

14.364

4.102

603

Capacidad instalada en subestaciones de distribución MT/BT propios [MVA]

2.199

6.513

126

Capacidad instalada en subestaciones de distribución MT/BT particulares [MVA]

2.042

3.853

-

1

Fuente: Sitio web Grupo CGE.

Por otra parte, la energía comprada en media tensión alcanzó los 7.463 GWh, con un aumento de 6,4% respecto del año 2010. Las pérdidas de energía de CGE Distribución fueron de 9,2%, medidas respecto de la energía ingresada en el sistema de distribución, mostrando un aumento de 1,49 puntos porcentuales respecto al año 2010. La competencia que enfrenta CGE Distribución en sus zonas de concesión se refiere básicamente al suministro a clientes no sujetos a fijación de precios, con los cuales normalmente se establecen contratos de mediano o largo plazo, donde el precio de los servicios se conviene libremente entre las partes. Estos clientes pueden negociar su abastecimiento eléctrico con empresas generadoras u otras entidades y representan aproximadamente un 16% de las ventas físicas. La facturación está constituida principalmente por venta de energía a clientes residenciales, acorde a una cartera masiva, distribuida geográficamente en varias comunas y en pequeños montos para cada cliente. La facturación del principal cliente no supera el 3% del total de la facturación anual. Por lo tanto, existe una importante diversificación por tipo de cliente. b. Conafe La Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A. (Conafe) tuvo sus orígenes en 1945, al fusionarse el departamento eléctrico de la Compañía de Refinería de Azúcar de Viña del Mar (CRAV) con la Compañía Sudamericana de Servicios Públicos. En 1984, CGE tomó control de la Sociedad, adquiriendo el 95,61% de las acciones. En diciembre de 2003 se acordó la división de Conafe en tres sociedades: una continuadora –Conafe– y dos nuevas: CGE Magallanes y CGE Argentina. En enero de 2004 se acordó la fusión de Conafe y Emec. En mayo de 2006 se acordó una nueva división de la empresa en dos sociedades: Conafe y CGE Distribución VII, a la que se acordó distribuir la totalidad de las concesiones y el activo eléctrico que Conafe poseía en la Región del Maule. En 2007, Conafe adquirió el 51% de la propiedad accionaria de la empresa Energía del Limarí S.A. (Enelsa), sociedad que presta sus servicios de distribución de energía eléctrica aproximadamente a unos 12.000 clientes de la zona de Ovalle, Región de Coquimbo. En diciembre de 2008, Conafe adquirió el 49% restante de esta sociedad. Actualmente, CGE posee el 99,97% de las acciones de Conafe. Las actividades de venta y distribución de energía eléctrica se desarrollan en las

Figura 7.3

Ventas de CGE Distribución en 2011 según zonal.

12% 32% 20%

San Bernardo Rancagua Talca Concepción

17%

19%

Temuco

Fuente: Memoria Anual 2011, Grupo CGE.

regiones de Coquimbo, Valparaíso y del Maule. Conafe distribuye energía eléctrica desde La Serena hasta Linares, incluyendo ciudades como Viña del Mar, Ovalle, Illapel, Coquimbo, La Ligua y otras. Las ventas físicas de energía durante el año 2011 alcanzaron a 1.422,9 GWh, lo que representó un aumento de 1,4% respecto del año anterior. De las ventas totales, el 61% corresponde a la Zonal IV compuesta por las Administraciones Elqui y Ovalle, y el 39% a la Zonal V compuesta por las Administraciones de Illapel, La Ligua y Viña del Mar. La energía comprada alcanzó a 1.567,7 GWh, con un aumento de 2,7% respecto del año 2010, mientras que la pérdida calculada asociada solamente al sistema de distribución fue de 9,4%. Al 31 de diciembre de 2011, el número de clientes de Conafe alcanzó 348.159, con un aumento de 4,8% con respecto a igual fecha del año anterior. De éstos, 204.682 se encuentran ubicados en las Administraciones correspondientes a la Gerencia Zonal IV (Elqui y Ovalle), y 143.477 en las Administraciones de la Gerencia Zonal V (Illapel, La Ligua y Viña del Mar). Por su parte, el número de clientes atendidos a través de Soluciones de Energías Renovables (SER) alcanzó un número de 2.793 clientes, ubicados en 15 comunas de las provincias del Elqui, Limarí y Choapa de la Región de Coquimbo.


125


Energía vendida (GWh) y demanda máxima en hora punta (MW) entre 2006 y 2011

Figura 7.4

Energía vendida [GWh] 6.800

Demanda máxima [MW] 1.150

6.600

1.100

6.400

1.050

6.200

1.000

6.000 950

5.800

900

5.600 5.400

2006

2007

2008

Energía vendida [GWh]

2009

2010

2011

850

Demanda máxima [MW]

Fuente: Memoria Anual 2011, CGE Distribución.

Número de clientes 1.400 1.350 1.300 1.250 1.200 1.150 1.100 .1.050 1.000

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Fuente: Memoria Anual 2011, CGE Distribución.

Energía vendida por Conafe en 2011, según tipo de consumo.

Figura 7.6

6% 35%

14% 8% 25%

Residencial Comercial Industrial Minería Agrícola Alumbrado y otros


126

Figura 7.7

Energía vendida por administración al 31 de diciembre de 2011.

22% 46% 12% 6%

14%

Elqui Ovalle Illapel La Ligua Viña del Mar



En 1994 se acordó constituir una empresa matriz que administrara las inversiones en las filiales adquiridas e iniciara un proceso de diversificación internacional, cambiando la razón social por la de Empresas Emel S.A. y creando la sociedad Emelectric S.A. A partir de 2001 la empresa ingresó al sector de transmisión de energía eléctrica en Chile a través de su participación en Transemel S.A. El año 2007 CGE adquirió el 98% de la propiedad Emel. En la actualidad, Emel S.A. controla un conjunto de sociedades: seis compañías de distribución de energía eléctrica, tres de ellas en el SING y tres en el SIC. Adicionalmente, controla las empresas de transmisión: Transemel, Emelat Transmisión, Emelectric Transmisión y Emetal Transmisión, la primera de ellas operando en el Norte Grande, y el resto en el SIC. También forman parte de Emel otras empresas de servicios de menor envergadura que proveen servicios tales como informática, arriendo de vehículos y calibración de medidores.

Número de clientes (a fines de diciembre de cada año).

Figura 7.5

11%

c. Emel El origen de Empresas Emel S.A. se remonta al año 1983, cuando se constituye la sociedad Empresa Eléctrica Melipilla S.A. Posteriormente en 1986 se produjo la fusión de ésta con la Empresa Eléctrica de Colchagua y la Empresa Eléctrica del Maule. En 1988, esta empresa compra Emelat y en 1990, y en forma conjunta, ambas empresas adquieren paquetes accionarios de Eliqsa, Emelari y Elecda.

La participación de Emel S.A. en las seis sociedades de distribución eléctrica es de: 90,49% en Emelari; 87,95% en Eliqsa, 89,75% en Elecda, un 98,41% en Emelat, y 100% en Emelectric y Emetal. Por otra parte, Emel -en conjunto con sus filiales- controla el 97,31% de Transemel S.A. En distribución, Emel cuenta con 14.046 km de líneas de media tensión, 10.130 km de líneas de baja tensión y 23.833 subestaciones de distribución, alcanzando una potencia instalada de 1.743 MVA. Por su parte, en subtransmisión, cuenta con 873 km de líneas de alta tensión y 68 subestaciones AT/MT alcanzando una potencia instalada de 2.005 MVA. A continuación, se presenta una descripción de las empresas distribuidoras filiales: • Emelari: Distribuye, transmite y comercializa energía eléctrica en las comunas de Arica y Camarones en la Región de Arica y Parinacota. A fines de 2011, abastecía a 65.558 clientes, suministrando 257 GWh, con una variación con


respecto a 2010 de 2% y 9,3%, respectivamente. La infraestructura en distribución de Emelari se compone de 419 km de líneas de media tensión, 597 km de líneas de baja tensión y 1.172 subestaciones de distribución, alcanzando una potencia instalada de 145 MVA. En subtransmisión, Emelari cuenta con 4 km de líneas de alta tensión, 3 subestaciones AT/MT con una potencia instalada de 74 MVA. En relación al nivel de pérdidas de energía, éstas alcanzaron a 6,8% al cierre del ejercicio. • Eliqsa: Distribuye, transmite y comercializa energía eléctrica en la Región de Tarapacá, en las comunas de Iquique, Pica, Pozo Almonte, Huara y Alto Hospicio, entre otras. Al 31 de diciembre de 2011, la sociedad abastecía de electricidad a 86.189 clientes, a quienes suministró 481 GWh, con una variación con respecto al año anterior de 2,8% y 8,3%, respectivamente. La infraestructura en distribución de Eliqsa se compone de 672 km de líneas de media tensión, 580 km de líneas de baja tensión y 1.581 subestaciones de distribución, alcanzando una potencia instalada de 245 MVA. En subtransmisión, Eliqsa cuenta con 5 subestaciones AT/MT con una potencia instalada de 114 MVA. En relación al nivel de pérdidas de energía, éstas alcanzaron a 7,8% al cierre del año 2011.

Figura 7.8

Energía vendida (GWh) y demanda máxima (MW) entre 2006 y 2011.



1.440

310

1.420

300

1.400 1.360

280

1.340

270

1.320

260

1.300

250

1.280

240

1.260 1.240

1

290

1.380

230 2006

2007

2008

2009


2010

2011


Fuente: Memoria Anual 2011, Conafe. Figura 7.9

Número de clientes de Conafe entre 2006 y 2011.

Número de clientes 360.000

348.159

350.000 340.000

332.000

330.000

325.000

320.000

316.000

310.000 300.000 290.000

305.000 295.000

• Elecda: Distribuye, transmite y comercializa 280.000 energía eléctrica en la Región de Antofagasta, 270.000 en las comunas de Antofagasta, Taltal, Sierra 260.000 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Gorda, Mejillones, Calama y Tocopilla, entre otros. Al 31 de diciembre de 2011, la sociedad Fuente: Memoria Anual 2011, Grupo CGE. abastecía de electricidad a 155.739 clientes, a quienes suministró 760 GWh, con una variación con respecto al año anterior de 2,3% y 2%, respectivamente. La infraestructura en distribución de ELECDA se comtensión y 968 subestaciones de distribución de MT/BT, completando una pone de 752 km de líneas de media tensión, 1.363 km de líneas de baja potencia instalada de 126 MVA. tensión y 2.192 subestaciones de distribución, alcanzando una potencia Los principales indicadores de infraestructura y operación de Edelmag entre instalada de 423 MVA. En subtransmisión, ELECDA cuenta con 128 km de 2006 y 2011 se muestran en la Tabla 7.6. alta tensión, 9 subestaciones AT/MT con una potencia instalada de 227 MVA. En relación al nivel de pérdidas de energía, éstas alcanzaron a 8,7% al cierre del año 2011. 7.1.3. Chilquinta Chilquinta surgió en 1981 como una filial de Chilectra S.A., siendo iniciald. Edelmag mente nombrada Chilectra Quinta Región S.A. En 1986 la compañía fue Esta empresa tiene por objeto explotar la generación, transporte, distriprivatizada por medio de la venta de acciones. bución y suministro de energía eléctrica en la Región de Magallanes. Al 31 de diciembre de 2011, Edelmag contaba con 54.014 clientes, con un En abril de 1992 adquiere, en asociación con Gener S.A., el control del princrecimiento de 2% respecto al ejercicio anterior. La energía suministrada, por cipal generador termoeléctrico de Argentina: Central Puerto S.A.; y en 1994 su parte, ascendió a 228,5 GWh, con un incremento de 2,8% en relación extiende una vez más sus fronteras, al adquirir Luz del Sur S.A., empresa de al año 2009. distribución eléctrica de la ciudad de Lima, Perú. Edelmag cuenta con una infraestructura compuesta de 9 km de líneas de alta tensión, 440 km de líneas de media tensión, 621 km de líneas de baja

Desde 1996 la empresa toma el control de las compañías eléctricas Energía de Casablanca S.A., Compañía Eléctrica del Litoral S.A., Luzparral S.A. y


127


Tabla 7.6: Indicadores operacionales relevantes de Edelmag entre 2006 y 2011. 2006 Número de trabajadores

2007

2008

2009

2010

2011

130

130

131

128

136

140

Potencia instalada en centrales (kW)

66.689

79.635

98.995

98.995

98.995

98.995

Demanda máxima (kW)

42.864

45.226

47.088

47.984

50.180

50.300

Producción total (MWh)

224.613

239.521

249.233

256.009

268.890

276.294

Ventas físicas totales (MWh)

204.145

217.274

225.891

232.479

244.597

252.232

49.904

50.255

51.434

52.543

52.976

54.014

Número de clientes Fuente: Memoria Anual 2011, Edelmag.

Luzlinares S.A. A través de estas dos últimas se amplía la zona de cobertura a las regiones del Maule y Biobío. Asimismo, en 1998 la empresa comenzó la distribución de gas natural en la Región de Valparaíso, creando para tal objetivo la filial Energas S.A. Posteriormente, Chilquinta Energía S.A. es transferida por su matriz Chilquinta S.A. a la Sociedad de Inversiones Sempra-PSEG Chile Ltda. Este consorcio, formado por las empresas estadounidenses Sempra Energy International y PSEG Global, de amplia experiencia mundial en servicios de distribución eléctrica y de gas natural, toma el control de la propiedad en junio de 1999. En diciembre de 2007 la sociedad estadounidense PSEG Global transfiere el 100% de su participación en PSEG Americas, poseedor del 50% del control de Chilquinta Energía S.A., a la sociedad AEI Chile Holding Ltd., con lo que esta última adquirió el 50% de las acciones de Chilquinta Energía S.A. El área de operación comprende 11.496 km2 en la Región de Valparaíso, abasteciendo principalmente a las provincias de San Antonio, Valparaíso, San Felipe, Quillota y Los Andes. La Empresa entregó suministro eléctrico durante 2011 a 512 mil 430 clientes lo que representa un crecimiento de un 2,6% respecto del año anterior. El 92,0% de ellos corresponde a clientes residenciales. En cuanto a la venta de energía, ésta experimentó un crecimiento respecto al año anterior de un 5,9% y se realizó principalmente a clientes de las categorías Residencial (35,0%), Industrial (18,9%) y Comercial (22,7%). El resto se distribuyó en las categorías agrícola, fiscal, municipal y utilidad pública.

7.1.4. Saesa Los orígenes de la Sociedad Austral de Electricidad S.A. (Saesa) se remontan a 1926, con el nacimiento de una pequeña empresa encargada de suministrar energía a Lebu, Arauco y Carampangue. Esta es una compañía cuya principal actividad es la distribución de electricidad en la zona sur del país, en un área comprendida entre las provincias de Cautín (Región de la Araucanía) y Palena (Región de Los Lagos). En 1945 nace la Cooperativa Eléctrica de Osorno, encargada de abastecer al sector rural de Osorno. Posteriormente, en 1956 Frontel inicia actividades de

128


distribución eléctrica como filial de Endesa. Un año más tarde, esta empresa estatal transforma a Frontel en una sociedad anónima, manteniendo un 83,7% de participación. Ya en 1981, Copec se convierte en accionista mayoritario de Saesa y Frontel, con 87,5% y 83,7% del capital, respectivamente. En Coyhaique se crea la Empresa Eléctrica de Aysén S.A., Edelaysen, como filial de Endesa. Durante 1982, la Sociedad Austral de Electricidad S.A., Saesa, compra a Copec el 70% de las acciones de Frontel, la cual se convierte en una filial de Saesa, quedando ambas bajo una misma administración. En 1994 Saesa se asocia con Transelec y crean Sistema de Transmisión del Sur S.A., STS, con una participación accionaria del 60% y 40%, respectivamente. En el año 1995, Copec alcanza una participación de 93,88% en Saesa. En el año siguiente, la compañía adquiere a Transelec su 39,9% de las acciones de STS, logrando un 99,9% de la propiedad, controlando Frontel el 0,1% restante. Saesa logra expandirse hacia el extremo sur del país en 1998 tras adjudicarse el 90,11% de las acciones de Edelaysen. En junio de 2001 se constituye la sociedad PSEG Chile Holding S.A., filial de PSEG Global Inc. En agosto, Inversiones PSEG Chile I Ltda., filial de PSEG Chile Holding S.A., adquiere el 93,88% de las acciones de Saesa y el 13,71% de las acciones de Frontel, que eran propiedad de Copec. Durante 2002 se incorpora a Saesa la totalidad de los accionistas y patrimonio de Saesa y de Inversiones PSEG Chile I Ltda., sociedades que se fusionan. Finalmente, en julio de 2008 el consorcio integrado, en partes iguales, por los fondos de inversión Ontario Teachers’ Pension Plan y Morgan Stanley Investment Fund, adquieren la totalidad de la propiedad del Grupo Saesa. En 2009, el fondo de inversión canadiense Alberta Investment Management Corporation adquirió el 50% de la propiedad que estaba en manos de Morgan Stanley. Las empresas del Grupo Saesa participan principalmente en los negocios de distribución y transmisión eléctrica y, en menor medida, en el de generación. El principal activo de la Sociedad lo constituyen sus redes de distribución y transmisión, a través de sus filiales Saesa, Frontel, Luz Osorno y Edelaysen, es el mayor distribuidor de energía eléctrica en la zona comprendida entre las provincias de Concepción (Región del Biobío) y Villa O’Higgins (Región de Aysén).


Al mismo tiempo, con ventas en 2011 por 2.677 GWh y 722.000 clientes atendidos, el Grupo Saesa es el tercer mayor grupo de distribución de energía eléctrica del país, tanto a nivel de ventas como en número de clientes. Desde el año 2001 a la fecha, las ventas de energía eléctrica crecieron a una tasa anual promedio de 3,8%, mientras que los clientes atendidos lo hicieron a una tasa de 3,4%. Lo anterior ha sido posible gracias al constante esfuerzo de suministrar energía eléctrica a todos los sectores de su zona de influencia. Las ventas de energía eléctrica presentan una alta correlación con el crecimiento económico, la actividad industrial y comercial. a. Saesa Saesa es la principal filial del Grupo Saesa, su actividad fundamental es la distribución de electricidad en la zona sur del país. Saesa distribuye energía eléctrica entre las provincias de Cautín, Región de la Araucanía, y Palena, Región de Los Lagos. En forma individual atiende a más de 346.000 clientes.

Figura 7.10

Energía vendida (GWh) y número de clientes de Chilquinta entre 2006 y 2011.


Número de clientes

2.350

520.000 510.000

2.300

490.000 480.000

2.200

470.000

2.150

460.000

2.100

450.000 440.000

2.050 2.000

1

500.000

2.250

430.000 420.000 2006

2007

2008

2009

2010


2011

Clientes

Fuente: Memoria Anual 2011, Chilquinta.

Participa, además, en el segmento de transmisión y subtransmisión, contando con 155 km de líneas de 110 kV, cuyo mantenimiento y operación están a cargo de la filial STS. b. STS La actividad principal de STS consiste en prestar servicios de transporte y transformación de energía a empresas generadoras, que tienen contratos de suministros con empresas distribuidoras de las regiones del Biobío, Araucanía, Los Ríos y Los Lagos, entre las cuales se encuentran Saesa, Frontel y cooperativas eléctricas. Las principales generadoras atendidas por STS son Puyehue y Capullo. STS presta servicios en todas las especialidades relacionadas con los sistemas eléctricos de transporte y transformación, tales como asesorías de diseño, construcción, mantenimiento y operación de sistemas. c. Edelaysén Edelaysen desarrolla sus actividades de generación, transmisión y distribución de electricidad en la provincia de Palena, Región de Los Lagos, y en la Región de Aysén, a través de cinco sistemas aislados: Cisnes, Huichas, Villa O’Higgins, Amengual-La Tapera y Santa Bárbara (Nueva Chaitén); y tres sistemas medianos: Aysén, Palena y General Carrera. Las ventas de energía alcanzaron 125 GWh durante 2011, lo cual se muestra en la Tabla 7.10 junto a otros indicadores de operación relevantes. d. Luz Osorno Luz Osorno tiene por objeto la distribución y venta de energía eléctrica en sectores rurales de la provincia de Osorno y en algunas localidades de las provincias de Valdivia y Llanquihue. A partir del año 2010 el suministro está respaldado con contrato, después que se adjudicó a Endesa, Colbún y Campanario todos los paquetes de energía licitados, equivalente al 100% de su demanda estimada a 2010. Los contratos de suministro están vigentes a partir de 2010 y consideran una duración de 10 años.

Tabla 7.7: Cifras operacionales consolidadas de Saesa. Indicador

2011

2010

Venta de energía [GWh]

1.693

1.597

Número de clientes (miles)

356

346

Líneas de Alta Tensión [km]

155

155

Líneas de Media Tensión [km]

10.974

10.859

Líneas de Baja Tensión [km]

8.217

8.085

Capacidad instalada MT/BT [MVA]

510

500

Fuente: Reporte Anual 2011, Grupo Saesa.

Tabla 7.8: Cifras operacionales consolidadas de STS. Propiedad

Instalaciones propias

Instalaciones de terceros operadas

Infraestructura Líneas AT 110-66 kV [km] Capacidad instalada 220110-66 kV [MVA] Capacidad instalada 220-110-66/23-13,2 kV [MVA] Líneas AT 110-66 kV [km] Capacidad instalada 11066/23-13,2 kV [MVA]

2011

2010

572

587

480

470

739

732

222

222

221

221



129


Tabla 7.9: Cifras operacionales consolidadas de Edelaysén. Venta de energía [GWh] Número de clientes (miles) Líneas de Media Tensión [km] Líneas de Baja Tensión [km] Capacidad instalada MT/BT [MVA] Capacidad instalada AT/MT (MVA)

2011 125 39 2.034 940 43 0

2010 112 37 1.994 893 41 20


Debido al complejo escenario originado por la quiebra de Campanario S.A. la Superintendencia de Electricidad y Combustible emitió la Resolución Exenta N°2288 (RE2288), de fecha 26 de agosto de 2011, en la que se dispuso que el suministro destinado para clientes regulados, no entregado por Campanario, debe ser abastecido por los demás integrantes que participan en los balances de transferencia que confecciona la Dirección de Peajes del CDEC-SIC a prorrata de su energía firme, a los mismos precios acordados en los contratos de suministro suscritos por Campanario.

Venta de energía [GWh] Número de clientes (miles) Líneas de Media Tensión [km] Líneas de Baja Tensión [km] Capacidad instalada MT/BT [MVA] Capacidad instalada AT/MT (MVA)

2011 117 19 3.605 625 66 0

2010 107 18 3.598 602 67 20


Tabla 7.11: Cifras operacionales consolidadas de Frontel Venta de energía [GWh] Número de clientes (miles) Líneas de Alta Tensión [km] Líneas de Media Tensión [km] Líneas de Baja Tensión [km] Capacidad instalada AT/MT [MVA] Capacidad instalada MT/BT [MVA]

2011 742 308 43 15.469 12.624 87 327

2010 695 301 43 15.249 12.420 87 331

En el ejercicio 2011 se efectuaron inversiones por $815 millones, principalmente con el fin de atender el crecimiento de la demanda de energía y extender la cobertura geográfica.

Fuente: Memoria Anual 2011, Grupo Saesa.

e. Frontel Frontel es una empresa cuya principal actividad es la distribución de electricidad en la zona sur del país, en un área comprendida entre las provincias de Concepción, Región del Biobío, y Cautín, Región de la Araucanía.

7.3. Cobertura

Frontel opera principalmente en los sectores rurales de estas regiones, abasteciendo cerca del 20% de la demanda. Participa, además, en el segmento de transmisión y subtransmisión, contando con 43 km de líneas de 110 kV y 87 MVA instalados en subestaciones de regulación de tensión, cuyo mantenimiento y operación están a cargo de STS. Por último, participa en generación para un sistema aislado. A partir del año 2010 el suministro está respaldado con contrato, después que se adjudicó a Endesa, Colbún y Campanario todos los paquetes de energía licitados, equivalente al 100% de su demanda estimada a 2010. Los contratos de suministro están vigentes a partir de 2010 y consideran una duración de 10 años.

Es financiado a través del Fondo Nacional de Desarrollo Regional, con distribución de SUBDERE a propuestas del Ministerio de Energía.

Las ventas de energía de Frontel alcanzaron 742 GWh durante 2011, atendiendo un total de 308 mill clientes aproximadamente.

7.2.

Niveles de tensión

De acuerdo a lo estipulado en el Reglamento de la LGSE, DS 327/1997, se determina que en el sector de distribución se diferencian dos niveles de tensión identificables: • Alta tensión en distribución: definida para tensiones entre 400 V y 23.000 V. • Baja tensión en distribución: definida para tensiones inferiores a 400 V. De acuerdo a lo anterior, los alimentadores de los sistemas de distribución (alta tensión en distribución) operan en diferentes tensiones comprendidas entre los rangos especificados, como por ejemplo: 12, 15 y 23 kV. Por otro lado, las redes de distribución de baja tensión operan a 220/380 V.

130

Tabla 7.10: Cifras operacionales consolidadas de Luz Osorno.


Este tópico está referido al adelanto en la electrificación de zonas rurales, aisladas de los centros de consumo, que no poseen medios sencillos para procurar el servicio de suministro de electricidad. Para enfrentar este problema, a fines de 1994 el Gobierno creó el Programa Nacional de Electrificación Rural, como parte de la estrategia para superar la pobreza, elevar la calidad de vida de los sectores rurales, e integrarlos al proceso de desarrollo económico y social del país, siendo la Comisión Nacional de Energía (CNE) desde sus inicios el Organismo Coordinador y Técnico a nivel central.

Sus objetivos específicos apuntan a solucionar las carencias de electricidad y/o a mejorar la calidad del abastecimiento energético de viviendas y centros comunitarios en el medio rural, disminuyendo así los incentivos para la migración de familias campesinas a zonas urbanas, fomentando el desarrollo productivo y mejorando la calidad de vida, con énfasis en el fomento del uso de las energías renovables, junto con oportunidades de acceso a educación y salud. Para lograr los objetivos, se trabaja de manera coordinada con municipios, gobiernos regionales e instituciones públicas del nivel central, para generar las normativas, metodologías, diseños de ingeniería y recursos necesarios para lograr la electrificación rural. Los proyectos nacen de la demanda colectiva de los propios habitantes de los sectores rurales, quienes se organizan y canalizan su necesidad a través de su respectivo municipio, dando así inicio al proceso.


En una segunda etapa el programa se refiere a la energización rural donde no sólo se considera la electricidad como la única energía para abastecer la vivienda, sino también preocuparse de la cocción de alimentos, calefacción, agua caliente sanitaria y desarrollo productivo. Estos temas serán abordados conjuntamente con diversos programas de Gobierno y con las regiones.

95% 100%

En la Figura 7.11 se muestra la evolución del porcentaje de cobertura en zonas rurales entre 1992 y 2010, alcanzando en este año un 96% a nivel nacional. No han sido publicadas nuevas estadísticas para los años siguientes.

7.4.

Eficiencia Energética

1 53%

40% 30% 20% 10% 0% 2002

1992

2003

2004

2005

2006

2007

Reino Unido

Estados Unidos

2008

2009

2010


Figura 7.12

Evolución de la intensidad energética.

6,0 Actividad

Estructura

Intensidad

Real

5,0

Cambio porcentual promedio/a

4,0 3,0 2,0 1,0 0,0 -1,0 -2,0 -3,0 Dinamarca

Francia

Alemania Federal

Japón

Chile

Fuente: Pedro Maldonado, Prien, U de Chile. 2008.

Como consecuencia de la crisis del petróleo en 1973, los países desarrollados reaccionaron al incremento de los precios del combustible y a un eventual escenario de desabastecimiento, conduciendo a la implementación de políticas de eficiencia energética. Después de 30 años de implementadas2 , la experiencia recopilada demuestra con resultados positivos que constituyen un ejemplo que las naciones en vías de desarrollo, como lo es Chile, deben aprovechar. Los resultados obtenidos indican una reducción de la intensidad energética, es decir, de la cantidad de energía requerida para producir una unidad más de PIB del país correspondiente. Dado que esa reducción es cuestionada al atribuírsele a cambios estructurales en las economías desarrolladas, es necesario evaluar el resultado de estas políticas eliminando esta causa. La Figura 7.12 muestra, para distintos países, el mejoramiento de la intensidad energética neta (excluido el efecto de los cambios estructurales), en términos del cambio porcentual anual (Maldonado y Altomonte, 2005). 2

96%

50%

• 2000-2005: Contar con un 90% de cobertura nacional en electrificación rural.

• Electrificar escuelas y postas rurales en donde no es factible la interconexión vía red tradicional, energización de viviendas rurales y el fomento al desarrollo productivo con ERNC.

96%

94%

70%


• Fomentar el uso de la ERNC en electrificación rural.

94%

92%

90%

80%

60%

• Mejorar en la calidad del abastecimiento eléctrico con energías renovables en comunidades aisladas y viviendas dispersas.

89%

87%

90%

Las metas más importantes conseguidas dentro de los últimos 20 años han sido las siguientes:


Evolución del porcentaje de cobertura nacional en electrificación rural entre 1992 y 2010.

Figura 7.11

En el caso de Chile, que es un país dependiente de recursos energéticos extranjeros y con un alto crecimiento de la demanda, la Eficiencia Energética (EE) constituye una alternativa de mayor potencial, dada su característica renovable, de bajo costo y alta rentabilidad a nivel país. Además, es una herramienta que permite la diversificación de las fuentes energéticas y garantiza la seguridad de suministro energético. Algunos hechos que confirman esta idea son (Maldonado, 2007): • La crisis de abastecimiento de gas natural argentino, originada por la reducción de las reservas de la cuenca neuquina y el estancamiento de las inversiones en la exploración de yacimientos. • El abastecimiento eléctrico requiere de soluciones más costosas, lo que implica el fin de la energía barata.

En la Unión Europea destacan los programas SAVE I y SAVE II implementados durante la década de los años 1990.


131


• La preocupación de la autoridad ante la falta de inversión en la expansión del sistema eléctrico, cuya demanda presenta tasas de crecimiento mayores al PIB. • Cambios en la voluntad para moverse hacia una política energética más sustentable. • Ganancia de espacio de la aplicabilidad del uso eficiente de la energía: experiencia internacional, MDL y potenciales estimados. En Chile, la creación del Ministerio de Energía y de la Agencia Chilena de Eficiencia Energética representaron acciones orientadas hacia la implementación de una política de largo plazo. Una de las recomendaciones efectuadas por organismos internacionales fue el desarrollo de un Plan Nacional de Acción de Eficiencia Energética, encargado de definir elementos claves para el desarrollo de la EE en el país que permitan materializar el alto potencial del país en esta área. Así, el Programa País de Eficiencia Energética, creado en 2005 con el propósito de fomentar una correcta gestión de los sistemas energéticos y del desarrollo sustentable, solicitó al Programa de Estudios e Investigaciones en Energía de la Universidad de Chile (PRIEN) el desarrollo de un estudio que entregara un conjunto de recomendaciones para la elaboración, implementación, seguimiento, evaluación y actualización del Plan Nacional de Acción de Eficiencia Energética (PNAEE) para el período 2010-2020, que permita materializar el potencial de EE del país. En particular, se buscaba que este plan fuera un referente validado por todos los actores y que generase su compromiso para una implementación efectiva (PRIEN, 2010). La Tabla 7.12 presenta la información resumida sobre el espectro total de los programas analizados en el marco del Plan Nacional de Acción de Eficiencia Energética por sector productivo.

Ahorros de Energía Potenciales Se analizaron cuatro escenarios de consumo energético, dos de éstos basados en estudios existentes: uno que no considera la aplicación de políticas de eficiencia energética (PROGEA 2009), y otro que sí las considera (PRIEN 2008). Los otros dos escenarios fueron elaborados en el marco del estudio. Éstos consideran mejoras en la EE en un escenario optimista y un escenario pesimista, siendo elaborados en un análisis ascendente, es decir, considerando los efectos potenciales de la ejecución de los programas analizados con distinto grado de éxito. Los consumos energéticos en cada escenario así como el ahorro en cada escenario de uso eficiente de la energía con respecto al caso base se presentan en la Tabla 7.13. Se tomaron como principales referencias los escenarios del PNAEE optimista y pesimista. La desagregación de la reducción de consumo energético según sector en cada escenario, considerando energía eléctrica y energía térmica, se presenta en la Tabla 7.14. El total de reducción del consumo en un escenario optimista es equivalente a la energía consumida en un año por 4,3 millones de vehículos3 o la energía consumida en un año en electricidad por 18,2 millones de familias4. El escenario pesimista presenta un ahorro de energía equivalente a lo consumido en un año por 2,3 millones de vehículos o por 10 millones de familias. El ahorro en energía eléctrica a nivel de usuario final se traduciría, considerando las pérdidas en transmisión y distribución, en un ahorro a nivel de generación de 14.895 GWh en el escenario optimista y de 8.749 GWh en el escenario pesimista. Considerando los rendimientos de cada central que conforma la matriz eléctrica, se obtendrían ahorros a nivel de energía primaria de 33.374 Tcal en el escenario optimista y de 19.521 Tcal en el escenario pesimista.

Tabla 7.12: Resumen de programas analizados en el marco del PNAEE.

Número de políticas Número de líneas de acción Número de programas: Ayuda a la inversión Promoción Formación Actuaciones normativas Asistencia I&D, demostrativo Información MEPs & Etiq Gestión Recambio

Edificación

Artefactos

2 5 20 4 2 3 3 1 3 1 3 -

2 3 29 1 18 10

Industria y Minería 2 5 26 3 6 2 4 3 1 2 4 1

Transporte

Eléctrico

2 6 21 1 4 8 1 3 1 3 -

2 5 17 17 -

Fuente: Estudio de Bases para la Elaboración de un Plan Nacional de Acción de Eficiencia Energética. PRIEN, Universidad de Chile. 2010.

3 4

132

Considerando un rendimiento promedio de 12 km/l y un recorrido promedio de 15.000 km/año. Considera el consumo en electricidad en un hogar promedio de 172 kWh.


Total 10 24 112 7 9 9 15 5 3 22 24 7 11


Tabla 7.13: Reducción del consumo energético entre 2015 y 2020.

2015

2020

2015

2020

Línea base (PROGEA 2009)

285.506

327.131

-

-

Escenario considerado en PRIEN (2008)

260.975

280.325

9%

14%

Escenario optimista PNAEE

268.345

283.186

6%

13%

Escenario pesimista PNAEE

276.164

302.913

3%

7%

Tabla 7.14: Reducción del consumo energético al año 2020, en Tcal. Reducción consumo año 2020 Energía eléctrica (TCal)

Energía eléctrica (GWh)

Energía térmica (TCal)

Total Energía (Tcal)

Sector edificaciones

11.762

13.671

32.183

43.945

Sector artefactos

1.743

2.026

5.973

7.716

Sector industria y minería

2.997

3.484

2.807

5.804

Sector transporte

-

-

5.761

24.664

850

988

2.914

3.764

Sector artefactos

2.073

2.419

1.941

4.014

Sector industria y minería

3.986

4.632

10.014

13.999

Sector transporte

-

-

2.441

2.441

Sector edificaciones Escenario pesimista PNAEE

Escenarios de consumo energético.

340.000 320.000 300.000

1

280.000 260.000 240.000 220.000 200.000 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020


Escenario optimista PNAEE

Figura 7.13

Ahorro (%)

Tcal/año

Consumo (Tcal)


Linea base (PROGEA 2009) Potencial técnico (PRIEN 2008a) Potencial alcanzable escenario optimista (PNAEE) Potencial alcanzable escenario pesimista (PNAEE)


Impactos Potenciales de la Eficiencia Energética Tomando como referencia un escenario intermedio en el que se logra una reducción de 34.082 Tcal en el consumo energético en el año 2020, se tendrían impactos potenciales relacionados con el medio ambiente, la economía, la dependencia energética y la seguridad energética del país. El impacto en el ambiente se relaciona con la reducción en los gases de efecto invernadero y otros contaminantes asociados al consumo de energía. El impacto sobre la competitividad económica está ligado con la reducción en los costos energéticos por parte de los usuarios finales. El impacto sobre la dependencia energética atañe principalmente a la reducción en el consumo de los derivados del petróleo, carbón y gas natural. Finalmente, el impacto sobre la seguridad energética se sustenta en la reducción en el consumo de electricidad y en consecuencia en la potencia demandada sobre el sistema eléctrico. Los ahorros acumulados para el período 2010-2020, desagregados por sectores, y su equivalentes en emisiones de gases efecto invernadero y en unidades monetarias se muestran en la Tabla 7.15. Los resultados de la Tabla 7.15, que indican una reducción de 72 millones de toneladas de CO2 en el período 2010-2020, es el equivalente a 10 veces las emisiones de CO2 de todo el parque vehicular de Santiago en el año 2008. El total de petróleo ahorrado en el decenio es equivalente a un 37% del petróleo importado en el año 2008. La dependencia energética, es decir, la necesidad de importación de energéticos se reduce en 20%, y al año 2020 se requerirían alrededor de 1.619 MWe menos en nuestros sistemas eléctricos, retrasando la necesidad de inversiones en el sector eléctrico. El logro de los ahorros e impactos antes presentado dependerá fuertemente de los esfuerzos sobre ciertos elementos claves para el éxito del plan. Éstos son: recursos humanos y financieros, definición clara de roles y responsabilidades, participación de actores relevantes, establecimiento de metas, asegurar el seguimiento y evaluación del plan y su actualización periódica.


133


Tabla 7.15: Ahorros potenciales acumulados entre los años 2010 y 2020. Escenario promedio al 2020 Reducción consumo acumulado (Tcal)

Emisiones acumuladas CO2 (t)

Beneficio económico acumulado (MMUS$)

Edificaciones

43.165

20.409.996

4.082

Artefactos

21.070

11.440.695

2.981

Industria y minería

77.117

34.055.120

5.117

Transporte Total

20.513

6.146.307

2.038

161.865

72.052.118

14.217


Metas del Plan Nacional de Acción de Eficiencia Energética El establecimiento de metas para la reducción de consumo energético corresponde a un elemento clave en el desarrollo del PNAEE, pues corresponde al objetivo cuantificable, y en consecuencia al principal indicador de éxito del mismo. Establecer un objetivo de reducción marca los lineamientos y dirección hacia donde se deben dirigir las voluntades y acciones políticas con respecto a llevar a la ejecución la EE y cumpliendo así los objetivos generales. A nivel internacional, en los planes de acción analizados, las metas de éstos derivan principalmente de un enfoque orientado a problemas; a modo de ejemplo, el cambio climático requiere que a mediados de este siglo las emisiones sean reducidas mundialmente en un 50%, con el fin de limitar la concentración de CO2 en la atmósfera a 450 ppm y a partir de esa meta global se determinan metas parciales para EE, energías renovables y otras.

Tabla 7.16: Costos para el Estado asociados a todo el PNAEE. Presupuesto total (MMUS$)

Valor presente presupuesto (MMUS$)

289.058

182.930

Artefactos

93.571

71.247

Industria y minería

21.217

17.141

Transporte

21.417

17.959

1.567

1.279

426.829

290.226

Sector Edificaciones

Eléctrico Total


Estas metas deberán ser definidas a nivel de políticas públicas, teniendo en mente los impactos potenciales sobre la alta dependencia energética, la vulnerabilidad del sistema eléctrico, la competitividad económica y el impacto ambiental. Costos del Plan Nacional de Acción de Eficiencia Energética Se ha estimado que los costos para el Estado en términos de la puesta en marcha y la operación del plan completo ascienden a 914 millones de dólares en los 10 años de operación, y se desagregan según sector de la forma presentada en la Tabla 7.16. Considerando los informes “Estudio de Bases para la Elaboración de un Plan Nacional de Acción de Eficiencia Energética 2010-2020” y “Plan Estratégico 2007-2015 del Programa País de Eficiencia Energética”, la Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico (CADE) recomendó algunas medidas en temas que son considerados claves y urgentes en temas regulatorios o que impliquen proyectos legislativos (Comisión Asesora de Desarrollo Eléctrico, 2011): • Retomar la discusión sobre el rol de las distribuidoras eléctricas y de gas, específicamente sobre una ley de desacople y metas de EE, para lo cual el Ministerio de Energía preparó una propuesta a principios de 2010. • El financiamiento a mediano plazo de la estrategia oficial de EE. Aunque se reconoce que los presupuestos son anuales, la discusión presupuestaria debe orientarse a la estrategia.

134


• Los requerimientos a los grandes consumidores de energía. •M EPS (Minimum energy performance standards) y/o prohibiciones de ciertos productos tales como las ampolletas incandescentes. • Es recomendable que los planes de EE cuenten con los adecuados presupuestos que le permitan llevar adelante de buena forma los programas. En relación con estas medidas, se sostiene que la creación de una estrategia que defina metas y su implementación debe ser complementada con el monitoreo, cuantificación de costo-efectividad, y la medición de la reducción del consumo energético y también de las reducciones de emisiones de CO2; aspectos que son al menos tan importantes como los primeros y que son la base para la priorización de las futuras intervenciones y de los presupuestos que se deben destinar a ellos. Constituyen además la base para poder integrar la EE como una fuente más dentro de la planificación energética.


8 actualidad Esta sección describe algunos de los episodios más destacados en materia energética durante el segundo semestre de 2011 y el primer semestre de 2012, período en el cual se han abordado algunas de las temáticas surgidas desde 2010 en el caso de la participación ciudadana, y desde antes en materia de seguridad de suministro, precios y desarrollo de proyectos. El tradeoff que se observa actualmente es la necesidad de contar con infraestructura que abastezca a un menor costo la energía necesaria para sostener el desarrollo económico del país frente a las aspiraciones ciudadanas, a menudo disímiles en términos medioambientales y de planificación de largo plazo por parte del Estado.

8.1.

Estrategia Nacional de Energía 2012 – 2020:

El 28 de febrero de 2012, el Presidente de la República, anunció la Estrategia Nacional de Energía (en adelante ENE) que impulsará el Gobierno durante el período 2012-2030, considerando seis pilares fundamentales: eficiencia energética, energías renovables no convencionales, desarrollo de la hidroelectricidad, sector transmisión, competencia en el mercado eléctrico y la interconexión eléctrica regional. Si bien el documento consideró algunas de las propuestas presentadas por la Comisión Asesora de Desarrollo Eléctrico, analistas del sector esperaban mayor definición sobre plazos y cambios regulatorios y normativos. De igual forma, algunos de los anuncios han despertado la crítica de algunas empresas generadoras, quienes sostienen que modificaría las reglas del juego y que privilegiaría el desarrollo de algunas tecnologías, imponiendo condiciones discriminatorias sobre las tecnologías tradicionales, lo cual llevaría a un encarecimiento de la energía para los consumidores. Las propuestas presentadas por el Ejecutivo se pueden agrupar de la siguiente forma: a. Eficiencia energética (EE): Sostiene la necesidad de involucrar a cada uno de los sectores consumidores de energía del país, tanto públicos como privados (residencial, comercial, minero, transporte e industrial) en la materialización de actos concretos para elevar el desarrollo actual de la eficiencia energética. A juicio del Gobierno, se requiere una institucionalidad de vanguardia y un mayor compromiso público, lo cual se materializaría a través de una hoja de ruta que fije metas y ordene las medidas necesarias para alcanzar una disminución de 12% de la demanda de energía final en relación con la demanda final proyectada para ese año. Lo anterior permitiría lograr una reducción estimada de 41.500 Tcal, lo que representaría 1.122 MW de potencia eléctrica o 4.150.000 Tep (Toneladas Equivalentes de Petróleo). Para ello, se estima la necesidad de adoptar las siguientes medidas: - Plan de Acción de Eficiencia Energética 2020 (PAEE20): Pretende constituirse en una guía para el sector público y privado de manera que se puedan emprender las acciones necesarias para materializar el importante potencial de EE identificado para esta y la próxima década. Las medidas de este plan buscan incorporar elementos de eficiencia energética en los distintos sectores productivos: en el sector edificación, incluyendo la vivienda social, se buscará mejorar la calidad energética de la envolvente en edificaciones construidas sin criterios de EE, realizar su diseño con altos estándares de EE, llevar a cabo la oferta de productos y servicios de construcción con criterios de eficiencia, etc.

En los sectores industrial y minero se incentivará la adopción de medidas de eficiencia energética a través del fomento e implementación de sistemas de gestión de energía, promoción de la cogeneración, incorporación de tecnologías eficientes y la asistencia técnica a proyectos.

1

En el sector transporte se recolectarán y sistematizarán los datos sobre el uso de la energía, incentivando mayor eficiencia en el transporte de pasajeros y de carga, y promoviendo un sistema de etiquetado de vehículos y de fijación de estándares mínimos de EE para éstos. En el sector residencial se fomentará la demanda de artefactos de bajo consumo energético por medio del establecimiento de los estándares mínimos de eficiencia aplicables. así como incentivos a la sustitución de artefactos antiguos por aquellos de mejor rendimiento. - Sello de Eficiencia Energética: Buscará identificar y premiar a las empresas líderes en el desarrollo de EE a nivel nacional por medio de una certificación dependiente del sector productivo que considere parámetros como la implementación de sistemas de gestión de energía, cantidad y tipo de proyectos desarrollados, así como la reducción proporcional en el consumo de energía. La obtención del sello permitiría a las empresas reducir sus costos energéticos, aumentar su competitividad y reducir sus emisiones. - Estándares Mínimos de Eficiencia Energética (MEPS): Deberán ser cumplidos por los productos, equipos, artefactos y materiales, entre otros, que utilicen cualquier tipo de recurso energético, en forma previa a su comercialización. Esta medida permitirá limitar la cantidad máxima de energía consumida por un producto específico, velando por su desempeño. Adicionalmente, se pretende añadir más información a las decisiones de los consumidores por medio del etiquetado de estos productos. - Programas de Iluminación Residencial Eficiente y de Alumbrado Público: En forma complementaria al establecimiento de estándares mínimos, estos programas buscarán acelerar la transición hacia tecnologías de iluminación más eficientes para el sector residencial y público (en particular el municipal). Se contemplan etapas orientadas a los hogares más vulnerables del país y a la sociedad en general, en las que se fomentará y educará sobre los beneficios de un consumo adecuado de la energía, promoviendo y acelerando el tránsito a niveles, tecnologías y aparatos de mayor eficiencia. - Creación de Comisión Interministerial de Desarrollo de Políticas de Eficiencia Energética: Con el fin de desarrollar políticas públicas a nivel intersectorial se propone la creación de una comisión, que constituirá una instancia en la que las medidas adoptadas o los acuerdos alcanzados sean integrados a las políticas sectoriales de cada entidad o institución. Esta instancia deberá rendir cuenta de su gestión periódicamente al Presidente de la República. b. Energías Renovables No Convencionales: La propuesta del Ejecutivo recoge los diagnósticos planteados por el CADE sobre las barreras que actualmente obstaculizan la operación masiva de proyectos ERNC, destacando la elevada inversión, las posibilidades de financiamiento, las dificultades en el acceso y conexión a las líneas de transmisión y el estable-


135


cimiento de contratos de largo plazo. La Figura 8.1 muestra la capacidad en operación así como en tramitación ambiental para las tecnologías ERNC de mayor proyección en el país. El desarrollo de estas tecnologías propone, por una parte, enfrentar los desafíos técnicos y económicos que plantea el uso más intensivo de las ERNC en la matriz nacional, junto a la adopción de políticas responsables que consideren proyecciones técnicas, aspectos particulares de cada tipo de generación y la evaluación de posibles sobrecostos en inversión, operación y desarrollo del sistema. La ENE plantea las siguientes medidas para aprovechar en mayor medida el potencial disponible para este tipo de energías en el país, considerando el objetivo de ampliar a 20% la participación de las ERNC en la próxima década.

Proyectos ERNC en operación y en cartera.

Figura 8.1 MW

2.500 2.000

RCA aprobada, sin construir

Construcción

En calificación

1.500 1.000 500 0 Mini hidro

Eólica

Biomasa

Solar

Geotermia

Fuente: Reporte CER, Abril 2012. Centro de Energías Renovables.

- Mecanismos de Licitación: En forma complementaria a la incorporación de ERNC definida por la Ley N°20.257, se llevarán a cabo licitaciones abiertas por bloques de ERNC, en que los generadores que participen de las mismas podrán adjudicarse un subsidio estatal que mejore sus condiciones de venta, según las ofertas entregadas. El objetivo es disminuir los riesgos financieros y fomentar la maduración de las tecnologías con menor competitividad.

alto factor de planta, por lo que se considera una nueva base normativa que incentive la inversión en este tipo particular de proyectos. Por otra parte, se señala la implementación de un plan de subsidios e incentivos a programas piloto de ERNC que permitan avanzar en el desarrollo de las distintas tecnologías con el fin de integrar la experiencia y conocimiento de empresas internacionales con el desarrollo de tecnología local impulsando la innovación en la industria ERNC local.

- Plataforma Georreferenciada: Considera la consolidación e implementación de herramientas de información pública y actualizada que servirán para orientar y facilitar las decisiones de inversión privada en proyectos de ERNC, dentro de las cuales se incluye una plataforma georreferenciada con información sobre la evaluación de la viabilidad de un proyecto ERNC que considera la cartera de proyectos ERNC, un catastro del potencial del recurso y terrenos estatales disponibles, las demandas energéticas según sector, información de la infraestructura vial y eléctrica, zonas de protección ambiental y planificación territorial. Esta herramienta estará vinculada con aquellas pertenecientes a otros organismos del Estado, con competencias para administrar territorios nacionales, como las del Ministerio de Bienes Nacionales y aquellas disponibles en el SEIA a fin de entregar certidumbre sobre la viabilidad de los proyectos ERNC e incrementar el uso de los terrenos fiscales para este fin.

c. Energías Tradicionales (Hidroeléctrica y Térmica): La estrategia de desarrollo de la matriz eléctrica está sustentada en la disponibilidad de recursos hídricos del país así como en la necesidad de avanzar hacia una matriz más limpia y menos dependiente de la importación de combustibles fósiles. En el caso de la hidroelectricidad, ésta constituye una ventaja comparativa del país, que debe ser aprovechada y erigida como un factor importante del desarrollo futuro junto a las ERNC de mayor potencial. Sin embargo, se indica que no es posible prescindir de los combustibles fósiles, en particular del carbón, dado su costo y la seguridad que entrega al sistema. La oferta de generación disponible en los últimos años ha incluido un alto número de centrales a carbón, junto a aquellos proyectos ya aprobados que se encuentran en construcción, lo cual da cuenta de la importancia que mantendrá en los próximos años. Para hacer frente a las consecuencias del uso del carbón, se destaca, en forma adicional a las normas de emisión para centrales termoeléctricas dictada en 2011, la necesidad de avanzar en el mediano y largo plazo hacia la validación técnica y económica de tecnologías de captura y almacenamiento de CO2, así como en la introducción de tecnologías de gasificación del carbón para su uso en centrales de ciclo combinado, para lograr un uso más sustentable y eficiente de este combustible fósil.

- Fomento y Financiamiento: Esta línea de acción estará enfocada en el diseño y profundización de mecanismos de fomento, conjuntamente con otras instituciones públicas, que consistirán en la creación de instrumentos efectivos de cobertura, seguros, nuevas líneas de crédito con financiamiento internacional, estudios de factibilidad, entre otras medidas de incentivo económico.

136

Operación

- Nueva Institucionalidad: Se propone una nueva institucionalidad de carácter público, más allá de las actuales tareas del Centro de Energías Renovables (CER), que promueva y facilite las condiciones para el establecimiento de las ERNC en el país.

Dado este escenario y la existencia de zonas donde la población enfrenta problemas complejos de contaminación, el Ejecutivo considera imprescindible definir zonas de exclusión de instalación de centrales termoeléctricas con el fin de resguardar el medio ambiente y el bienestar de sus habitantes, así como permitir a los inversionistas evaluar con mayor certidumbre la localización de los proyectos de esta índole.

- Estrategias Diferenciadas por Tecnologías: Se llevará a cabo una estrategia de fomento diferenciada según tecnología (solar, eólica, bioenergía, biomasa, geotermia, mini hidroeléctricas y mareomotriz) de largo plazo. Se brinda especial atención a la energía geotérmica, dado su potencial y

También se reconoce al gas natural licuado (GNL) como una alternativa cierta de suministro en el largo plazo, destacando el potencial factible aún por desarrollar para los terminales de regasificación de GNL. La expansión de la participación del recurso y su disponibilidad, junto al desarrollo de los



procesos de exploración y producción, lo muestran como una alternativa atractiva en el futuro. d. Sector Transmisión: La ENE reconoce la importancia del sistema de transmisión tanto para la confiabilidad del suministro como para la competencia y acceso a las diversas fuentes de generación, distinguiendo dos principales problemas: retraso en la materialización de proyectos y dificultad de acceso para generación no convencional alejada de los centros de consumo. Como solución, plantea que el Estado se haga partícipe como planificador de las redes y creador de franjas fiscales, remarcando la necesidad de perfeccionar la normativa que rige al sector, por medio de las siguientes medidas: - Perfeccionamiento del procedimiento de concesiones eléctricas: Con el objeto de que el proceso de concesión sea más fluido y se encuentre alineado con el comportamiento de la generación y la demanda del sistema, se envió en abril un proyecto que modifica la LGSE en lo referente al proceso de otorgamiento de concesiones eléctricas, cuyo objetivo es hacerlas más expeditas, salvaguardando los legítimos derechos de terceros. En paralelo, se efectuarán modificaciones a los reglamentos vigentes en todas aquellas materias que no sean propias del dominio legal. - Creación de franjas fiscales: Por medio de esta propuesta el Estado podrá declarar franjas que por su concepto de interés público o nacional podrán ser susceptibles de ser expropiadas u objeto de servidumbres, a partir de la información que los estudios y coordinaciones interministeriales entreguen. Para su implementación, se realizarán modificaciones a la normativa eléctrica vigente, creando una reglamentación específica para instalaciones catalogadas como de interés público y que hagan uso de estas franjas, especificando aspectos tales como el régimen de remuneraciones, dimensionamiento de las holguras y la planificación territorial del sistema mediante el desarrollo de este tipo de instalaciones. - Cambios normativos: En transmisión troncal está asociado al concepto de carrera eléctrica pública, donde se revisarán los esquemas de asignación de pagos de las instalaciones, y los objetivos y estructura de los estudios de transmisión troncal. En materia de subtransmisión, se perfeccionará la facilitación de la conexión a este tipo de redes, la seguridad y el desarrollo de largo plazo de dichas instalaciones. En cuanto a la transmisión adicional se definirán aspectos tales como las condiciones para la existencia de acceso abierto de terceros a las líneas de transmisión, además de las condiciones mínimas de valorización de activos para dicho acceso abierto y el esquema de remuneración respectivo. - Facilitación de la conexión para PMG: Pretende mejorar los mecanismos de transparencia de la información de parte de las empresas distribuidoras y de los costos asociados a esta información, incorporando una mayor participación de la SEC. Por otra parte, plantea avanzar en la implementación de redes inteligentes, analizando su viabilidad técnico-económica, desarrollo, y experiencias locales e internacionales en proyectos piloto; con el objetivo de contribuir a la introducción de la generación distribuida e incentivar este paradigma en el mercado chileno. e. Competencia en el Mercado Eléctrico: Un mercado con mayores grados de competencia, seguridad y confiabilidad es, sin duda, uno de los pilares sobre los cuales se sustenta la propuesta gubernamental. Para ello, una de las fórmulas es fomentar y facilitar el ingreso de nuevas empresas participantes, aunque se ha señalado que no se plantea limitar el grado

de concentración que éstas puedan alcanzar, delegando esta tarea en el Tribunal de la Libre Competencia. En forma adicional se plantean las siguientes reformas para alcanzar un mayor grado de competencia en el sector: - Independencia de los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC): El informe del CADE había señalado con anterioridad la importancia de contar con un organismo con la calidad, independencia y fortaleza necesarias para la operación física y económica del sistema eléctrico. Asimismo, se señala la necesidad de contar con información transparente y una supervisión efectiva del mercado. La propuesta es crear un nuevo Centro de Operación Independiente para cada sistema eléctrico, en reemplazo de los actuales CDEC, con personalidad jurídica y patrimonio propio, cuya estructura de gobernabilidad será autónoma y con responsabilidades claramente definidas. Así se pretende garantizar la independencia y el adecuado funcionamiento del operador del sistema eléctrico, para que las decisiones de operación de las instalaciones eléctricas y aquellas que originan los resultados de transferencias económicas entre los participantes del mercado sean oportunas y transparentes para todos los agentes del mercado.

1

Esta nueva institucionalidad también tendrá funciones claras en la planificación de los sistemas de transmisión, contribuyendo al desarrollo de la infraestructura de transmisión eléctrica, junto a la seguridad y suficiencia del sistema en el largo plazo. - Licitaciones de suministro residencial: En el año 2005 se introdujo en el modelo regulatorio un esquema de licitaciones de contratos de suministro para las empresas distribuidoras. Se esperaba así que nuevos actores pudieran incorporarse a la oferta de energía con menor incertidumbre financiera, sin embargo la quiebra de Campanario Generación así como la ausencia de señales de largo plazo para los consumidores han creado la necesidad de modificar el esquema actual. Se pretende perfeccionar la regulación de las licitaciones, buscando que la adjudicación de los bloques de energía refleje efectivamente las condiciones de largo plazo, logrando manejar la incertidumbre en la predicción de la demanda y que se reduzcan los efectos negativos de acciones especulativas. Además, se modificarán los plazos mínimos para llamar a licitaciones, se diseñarán esquemas de licitación con menores plazos de contratación y se analizará la estandarización de los contratos que resultan en dichos procesos. Desde el lado de la demanda, se establecerán medidas para introducir mayor competencia a nivel de tarifas a cliente final, mediante el diseño de mecanismos de flexibilidad tarifaria para clientes regulados, buscando que éstos puedan manejar y optimizar su consumo eléctrico. Se analizará la introducción en forma gradual de la figura del agente comercializador, que permitiría la elección del proveedor de energía en el mercado minorista. En este sentido, se revisará la normativa vigente para evaluar la separación de la actividad de red y la actividad comercial del segmento distribución. - Net Metering: Con el fin de consolidar la generación distribuida como una solución que entregaría mayor oferta y eficiencia, se implementará el marco regulatorio que consolide el proyecto de Ley de Net Metering aprobado en el Congreso (ver más adelante). Así, los hogares podrán instalar tecnologías de generación de ERNC para abastecer su consumo o inyectar sus excedentes a la red, pudiendo recibir un pago por parte de la compañía.


137


f. Interconexión Eléctrica Regional: La experiencia fallida de importación de gas natural argentino ha repercutido en la desconfianza hacia nuevos intentos de integración energética a nivel internacional. Sin embargo, en la región existe consenso sobre los beneficios que implica una integración eléctrica para el país, dentro de las cuales se puede mencionar una mayor seguridad de suministro, diversificación de la matriz, disminución de costos derivados de economías de escala y aumento de la innovación tecnológica y cooperativa, entre otros. En conclusión, la integración potencia la competitividad de la región en su conjunto. En la actualidad, se registran del orden de 50.000 GWh en transferencias de energía entre los países del subcontinente en 2009 (Tabla 8.1).

(Colombia, Ecuador, Perú y Bolivia) y Chile. La disponibilidad de líneas así como los requerimientos de nueva infraestructura se muestran en la Figura 8.2. El análisis se basó en la simulación de diversos escenarios de interconexión energética, a partir de los cuales se definió cuáles debían ser las fechas de puesta en servicio de las líneas. El escenario 1 analiza el efecto de la interconexión Colombia-Ecuador y Ecuador-Perú, el escenario 2 considera las interconexiones anteriores y añade la interconexión Perú-Chile, mientras que el escenario 3 analiza las interconexiones del escenario 2 e incluye

El Gobierno ha diagnosticado la existencia de capacidades y recursos energéticos en países vecinos, lo cual entrega excelentes perspectivas para el desarrollo de interconexiones y transacciones comerciales. En particular, la ENE analiza dentro de su propuesta la construcción de líneas de transmisión que Colombia lleva a cabo hacia el cono sur, la consolidación de la conexión entre Chile y Argentina y así como el deseo de continuar profundizando los vínculos con Perú, Bolivia y Ecuador. Si bien el país comparte el anhelo de alcanzar una infraestructura de interconexión que permita explotar los potenciales energéticos de cada lugar y lograr un mayor beneficio común, el desafío es diseñar las reglas de operación y los mecanismos de intercambio de energía eléctrica, junto al establecimiento de un marco que entregue certeza jurídica a las inversiones en enlaces transmisores a nivel internacional. En lo inmediato, el desarrollo de una institucionalidad común para una posible operación conjunta es sólo una aspiración, considerando las discrepancias limítrofes que Chile sostiene con dos de los países con los cuales desea materializar acuerdos. Sin embargo, resulta valorable que estas intenciones se den a conocer independientemente de los diferendos con los países vecinos, dando cuenta de la necesidad de establecer acuerdos de largo plazo que no estén sujetos a la discrecionalidad de las autoridades de turno. Ya en noviembre de 2011, la Comisión Nacional de Energía entregaba en mayor detalle los resultados de un estudio encargado por el Programa de Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) en 2007 con el fin de estudiar la factibilidad técnica y económica de interconexión entre los países andinos

Figura 8.2

Propuesta de integración energética regional según estudio del PNUD en 2007. Colombia

213 km - 230 kV AC - 500 MW (existente)

Ecuador 638 km - 500 kV AC - 1000 MW

Perú

Bolivia 489 km - 230 kV AC - 340 MW

645 km - 500 kV DC - 1500 MW

Chile-SING

Fuente: Interconexión e Integración Eléctrica en la Región Andina. Presentación de Juan Manuel Contreras. Comisión Nacional de Energía. Noviembre 2011.

Tabla 8.1: Intercambios de energía eléctrica (GWh) durante 2009 en América del Sur. Exportador Argentina Argentina

Brasil

Colombia

Ecuador

993

Brasil Chile Importador

6.831

251

38.478

14

Venezuela

963

38.792 21 1.140

63

1.468

505

282

282 2.311

Total Importaciones 8.075

300

21 1.077

Venezuela 1.498

1.359

21

45.309

63

Fuente: A. Brugman, Integraciones Eléctricas en los Países Latinoamericanos. Banco Interamericano de Desarrollo, 2011.

138

Uruguay

1.348

Ecuador

Total Exportaciones

Perú

1.348

Colombia Uruguay

Paraguay


265

300

51.126


Bolivia-Chile. En la Tabla 8.2 se muestran los plazos definidos para la puesta en servicio para cada escenario: La evaluación económica de cada escenario en relación al caso base se presenta en la Tabla 8.3. Los beneficios que genera incorporar a Chile viabilizan el proyecto, lo cual sugiere su realización. Destacan los beneficios ambientales y sociales, en particular en el escenario 3, que incluye a todos los países considerados inicialmente. Junto a las evaluaciones técnicas, las voluntades políticas por materializar esta iniciativa también han avanzado. En abril de 2011 se firmó la Declaración de Galápagos, que nombró a Colombia como país coordinador de los grupos de trabajo de planificación y regulación del proyecto de interconexión eléctrica, junto con definir la conformación de un Grupo de Planificación y un Grupo de Regulación encargados del marco regulatorio. Asimismo se acordó invitar a Venezuela a formar parte del proyecto. A nivel nacional, la visión de la Comisión Nacional de Energía sobre esta posibilidad apunta a alcanzar los requerimientos básicos para establecer acuerdos de interconexión y materializar inversiones entre dos países: - Un ambiente político y económico estable, que favorezca la confianza y el desarrollo de los mercados en condiciones de competencia y eficiencia.

Tabla 8.2: Escenarios de interconexión y fecha de puesta en servicio. Escenario

Colombia-Ecuador

Escenario Base

2010

Ecuador-Perú

Perú-Chile

Escenario 1

2014

2015

Escenario 2

2014

2015

2016

Escenario 3

2014

2015

2016

Bolivia-Chile

1

2017

Fuente: Integraciones Eléctricas en los Países Latinoamericanos, A. Brugman, Banco Interamericano de Desarrollo, 2011.

Tabla 8.3: Beneficios totales por escenario en millones de US$. Base

Escenario 1

Escenario 2

Escenario 3

Margen operacional vendedores

Ítem

-

-185

2.537

2.919

Beneficios para los compradores

-

500

-1.296

-1.408

Rentas de congestión

-

-140

784

888

Beneficios ambientales

-

61

884

1.073

Inversión y costos de operación y mantenimiento

-

-240

-405

-459

Valor residual de transmisión

-

170

328

387

Beneficio total

-

-166

2.832

3.400

Fuente: Integraciones Eléctricas en los Países Latinoamericanos, A. Brugman, Banco Interamericano de Desarrollo, 2011

- Principios básicos compartidos de comercio internacional de energéticos, que regulen y favorezcan el desarrollo a mediano plazo de mercados competitivos subregionales y regionales, maximizando los beneficios de la integración. Además se sostiene que el proceso de integración debe ser gradual, transitando desde lo bilateral hacia lo multilateral y desde intercambios de oportunidad hacia contratos de largo plazo en primer lugar, y luego al mercado regional. Además, se subraya la importancia de instituciones supranacionales presentes desde un inicio para entregar certeza jurídica. Finalmente, una alianza a nivel regional necesariamente implica compatibilidad en las miradas de los distintos gobiernos sobre el comercio internacional al menos en los siguientes puntos: - Respeto a los acuerdos entre privados. - Libertad de compra y venta de energía, independientemente de su origen y destino, con normas no discriminatorias. - Reciprocidad entre los países para el tratamiento de la exportación y la importación. - Tratamientos tributarios coherentes al intercambio internacional de energéticos.

- Precios que reflejen costos reales. - Regulación del libre acceso de la capacidad remanente de las redes. Finalmente, a juicio de la CNE, el papel del Estado debe crear y velar por las condiciones para que los proyectos se materialicen y para viabilizar las inversiones públicas y/o privadas, eliminando las barreras existentes. Cada uno de los puntos señalados corresponde a los desafíos que el Gobierno ha decidido abordar durante el período restante de su administración. Así, se da cuenta de aquellas problemáticas prioritarias así como las soluciones concretas que el Ejecutivo estima que podrán enfrentar el crecimiento de la demanda y la seguridad que el sistema requiere.w En conclusión, la ENE constituye un esfuerzo por definir una posición sobre el desarrollo de la matriz energética en las próximas décadas. Sin embargo, más allá de las propuestas y lineamientos generales, será necesario transitar hacia las definiciones específicas en temas regulatorios, normativos, técnicos y económicos. Temas importantes indicados transversalmente por las comisiones conformadas previamente (Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico y Comisión Ciudadana Técnica Parlamentaria), que no fueron incorporados en esta propuesta son los siguientes (Reporte Systep, marzo 2012):


139


- Perfeccionar los mecanismos de participación ciudadana y de las comunidades afectadas por la construcción y operación de los proyectos, como forma de validación de los procesos de evaluación ambiental y de incorporación de las externalidades generadas dentro de las obras de mitigación y minimización de los impactos ambientales y físicos.

• Necesidad de crear mecanismos de participación ciudadana en el desarrollo de la infraestructura eléctrica.

- Mayor definición en los estímulos a las ERNC y el levantamiento de las barreras de entrada. Problemas como el financiamiento, falta de información, dificultades de conexión son enunciados en forma conceptual, pero sin incorporar mayor detalles.

• Necesidad de establecer un ordenamiento territorial estratégico que permita compatibilizar el emplazamiento de proyectos energéticos con la protección del ambiente.

- Transmisión. - Licitación de distribuidoras. A juicio de expertos del sector, la ENE cumple sus objetivos de una definición clara de cómo se quiere desarrollar la matriz energética en el futuro, con una serie de medidas y metas interesantes y que, sin duda, serán un aporte importante al logro de los objetivos estratégicos del país. Se identifican sin embargo una serie de puntos y medidas en las cuales aún se debe trabajar e invertir esfuerzos de modo de que sean realmente de beneficio nacional. Cabe destacar que la ENE recogió aspectos relacionados con materias técnicas en los distintos segmentos del sector, sin considerar las inquietudes planteadas sobre la falta de mecanismos de inclusión de la ciudadanía ni la posibilidad de acotar las áreas de desarrollo de tecnologías térmicas. Estos aspectos se profundizan a continuación.

8.2.

Comisiones CADE y CCTP

Gran parte de los temas presentados en la ENE habían sido discutidos previamente en las dos comisiones conformadas en 2011 como parte de la discusión técnica y política sobre los desafíos actuales del sistema eléctrico y la forma de enfrentarlos: la Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico (en adelante CADE), convocada por el Gobierno en mayo y formada por académicos y expertos, muchos de ellos ya nombrados en cargos relevantes del sector, como el Panel de Expertos o la CNE; y la Comisión Ciudadana TécnicoParlamentaria (en adelante CCTP), creada por parlamentarios, académicos y representantes de organizaciones ambientalistas, como respuesta a la primera y con el objetivo de presentar una visión más centrada en los aspectos políticos y sociales involucrados con el desarrollo energético del país. Ambos documentos elaboraron informes tras realizar un diagnóstico del estado actual del sector. A su vez, las dos comisiones elaboraron propuestas considerando las distintas visiones de los involucrados: mientras la CADE busca mantener el modelo de mercado derribando algunas barreras de entrada y perfeccionando los mecanismos existentes, la CCTP aboga por un rol más activo del Estado en la planificación del sistema y una mayor participación de los habitantes dentro del desarrollo de los proyectos. Dentro de los temas en los cuales existe una similitud de visiones destacan los siguientes6: • Alta concentración en el sector y necesidad de crear mayor competencia en generación. • Necesidad de independizar al operador del sistema (CDEC) de los propietarios de las instalaciones. 6 7

140

• Necesidad que el Estado asuma un papel estratégico en la planificación y expansión de las redes de transmisión.

• Necesidad de crear impuestos o esquemas de compensación a municipios o comunidades locales donde se emplazan centrales eléctricas. • Alta concentración de los derechos de agua y necesidad de perfeccionar esquemas y desincentivar prácticas no competitivas. • Necesidad de impulsar la eficiencia energética, incluyendo mecanismos como el desacople de los ingresos con las ventas de las distribuidoras. • Necesidad de crear condiciones de transparencia en el sector. • Generar esquemas de gestión de demanda, tarifas flexibles y esquemas de Net Metering. • Inclusión en el mercado spot de otros actores (hoy sólo participan los generadores). Los documentos han sido puestos a disposición de quien desee estudiar las metodologías y análisis de los datos con mayor profundidad; por lo tanto, a modo de resumen, se analizan a continuación las principales temáticas propuestas por cada una de ellas. En el caso de la CADE, éstas se pueden agrupar en los siguientes tópicos7: 1. Generación y Mercado Mayorista: En la actualidad se registra una tendencia alcista en los precios así como barreras de entrada hacia nuevos participantes del mercado. Para lidiar con ello, en primer lugar se propuso realizar un ordenamiento territorial que permitiera la identificación de sitios aptos para el emplazamiento de centrales térmicas así como restringir la construcción en otros lugares. Para incorporar la externalidades dentro de la planificación de los proyectos también se propuso realizar compensaciones adicionales a las comunidades, como una fracción de los ingresos del proyecto. 2. Transmisión: Para solucionar la congestión del sistema troncal y la baja confiabilidad se plantea la implementación de medidas de defensa contra contingencias extremas, así como reducir el tiempo empleado en la tramitación de permisos y concesiones por medio de un proyecto de Ley. Además, se sugiere que los CDEC sean una instancia de planificación permanente. En el largo plazo se apela a una planificación más robusta del sistema considerando un mayor número de escenarios y contingencias, así como la determinación de franjas de servidumbres longitudinales y transversales que sean facilitadas por el Estado. También se apoya el estudio de factibilidad para poner en marcha la interconexión entre el SIC y el SING. 3. Distribución: Las principales medidas están relacionadas con mejorar el actual mecanismo de licitaciones de suministro, siendo relevantes ampliar

Informe Systep. Enero 2012. Documento completo disponible en http://www.minenergia.cl/comision-asesora-para-el-desarrollo.html



los períodos de recepción de ofertas, mantener los precios máximos de licitación en reserva, establecer contratos estandarizados, hacer partícipe a las compañías distribuidoras en los riesgos del proceso por medio de incentivos. Se propone la realización de un estudio tarifario completo que incluya el cálculo de las tarifas y de inicio de contrato con el fin de facilitar la entrada de nuevos participantes, y considerar distintas duraciones de la vigencia de los contratos para evitar así que coyunturas de corto plazo comprometan los precios. 4. ERNC: Se plantea mantener el mecanismo actual de cuotas, extendiendo la obligación a 15% en 2024. Para incentivar el desarrollo de los proyectos se afirma establecer la opción de venta a costo marginal estabilizado en caso de vender al mercado spot, así como seguros contingentes para exploraciones geotérmicas. 5. Institucionalidad ambiental: En relación con los objetivos ambientales y con los instrumentos al interior de la institucionalidad diseñados para lograr estos objetivos, las propuestas se enmarcan en tres grupos. En primer lugar, con el fin de proteger la salud de las personas, se plantea la elaboración de una red de monitoreo de calidad del aire y mejorar los modelos de dispersión de contaminantes y adquirir mayor conocimiento sobre los impactos de distintos contaminantes. Sobre reducción de emisiones GEI, es necesario definir cuantitativamente el compromiso de reducción de emisiones considerando antecedentes nacionales y los compromisos adquiridos por otros países. Asimismo se entrega apoyo a la iniciativa MAPS (Opciones de Mitigación para Enfrentar el Cambio Climático), considerada como un pilar importante para acordar las estrategias necesarias a nivel país que ayuden a lograr los objetivos mencionados anteriormente. En último término, se debe avanzar con respecto a la internalización de los costos que implican las emisiones de GEI, limitando el crecimiento de las emisiones en los sectores de producción. Para ello, el Ministerio de Energía trabaja con el Banco Mundial en una iniciativa denominada Partnership for Market Readiness (PMR), que busca avanzar en el análisis y eventual implementación de algún mecanismo de reducción de GEI. 6. Sociedad: Entendiendo que es necesario definir una forma de participación adecuada al ordenamiento territorial y regulatorio chileno, junto a las demandas actuales de la sociedad, la comisión plantea crear un sistema participativo de discusión de la política energética de largo plazo, que permita convocar a distintas organizaciones y centros de investigación a analizar los principales temas en discusión durante el período. Para difundir el conocimiento en áreas particulares del sector y contribuir a un debate informado, se plantea crear un sistema de información energético-ambiental, creado por los Ministerios de Energía y Medio Ambiente, que entregue información sobre el sector, su estructura, los temas críticos y los indicadores ambientales y no ambientales del sector, en un lenguaje más accesible al público general. Finalmente, se destaca la proposición ofrecida a los desarrolladores de proyectos para que anticipen los eventuales rechazos a las iniciativas y desarrollen sitios de información sobre las características principales del proyecto, efectos ambientales, plan social y espacios de opiniones y sugerencias, entre otros. 7. Energía Nuclear: Considerando los estudios previos realizados por el Ministerio de Energía entre 2008 y 2010 (Tokman, 2010), se recomienda avanzar en todos los aspectos que permitan a la sociedad chilena decidir de manera responsable e informada, sobre si iniciar o no un programa nuclear 8

de potencia, cuando se requiera. Dentro de éstos, se pueden considerar las modificaciones requeridas en el ordenamiento legal e institucional y en el potenciamiento de la infraestructura humana y técnica. Además, se requiere un mayor conocimiento sobre las características geológicas del territorio y definir cómo abordar el proceso de localización de las plantas. La comisión recomienda mantener abierta la opción nuclear para Chile avanzando en las siguientes áreas: potenciar la CCHEN; crear un órgano regulador nuclear y radiológico autónomo e independiente; realizar estudios geológicos a lo largo del país para disponer de información detallada sobre la naturaleza sísmica del país e informar a la sociedad de manera transparente y objetiva sobre las ventajas y desventajas de esta opción, entre otras medidas relacionadas.

1

Por su parte, las propuestas de la CCTP se pueden enmarcar dentro de los siguientes temas: 8 1. Planificación Estratégica: Este punto se puede considerar como una de las bases de la propuesta. Plantea que el mercado por sí solo no es capaz de realizar una asignación óptima en el largo plazo sin contar con una política estratégica previa. Dado el bajo número de empresas en el sector generación, plantea el diseño de licitaciones separadas según tecnología como mecanismo de incentivo para el ingreso de nuevos actores, junto a la participación del Estado como promotor de proyectos limpios licitando localización y tecnología. Por otra parte, aboga por una reforma estructural al modelo marginalista vigente, reemplazándolo por licitaciones de los bloques de energía de base y de respaldo. 2. Eficiencia Energética: El país debe materializar sus potenciales de ahorro en los distintos sectores productivos. Para ello, se propone implantar y consolidar una institucionalidad que sea capaz de conducir la política de eficiencia energética. Las acciones de mediano plazo necesarias son la puesta en marcha del Plan de Acción de Eficiencia Energética; crear una Ley de eficiencia energética, imponer metas obligatorias para aquellas industrias energo-intensivas, como la minería, la siderurgia, la celulosa y el cemento; y la creación de un fondo permanente para el fomento de la eficiencia energética por medio de la tarificación sobre el consumo de electricidad y combustibles. 3. ERNC: Dado que a la fecha se ha superado la meta obligatoria impuesta por la Ley N°20.257, se considera que existe holgura para incentivar con mayor fuerza el ingreso de este tipo de generación. La comisión patrocina la iniciativa presentada por los senadores Horvath, Orpis, Gómez, Allende, Rincón y Cantero, que busca incrementar la obligación de retiro de energía generada por ERNC a 20% en el año 2020. La Tabla 8.3 detalla el alcance de cada opción tecnológica dentro del objetivo planteado: 4. Participación Ciudadana: Las manifestaciones de las comunidades locales y de organizaciones sociales evidenciada en los últimos años debe ser, a juicio de la CCTP, una señal que debe ser recogida para desarrollar políticas más inclusivas y validadas por la ciudadanía. En concreto, las medidas necesarias serían entregar mayor autonomía a las regiones para definir su planificación de largo plazo de acuerdo a sus necesidades y disponibilidad de recursos. Asimismo, interpela al Estado para definir una política energética nacional con una institucionalidad y recursos adecuados para implementarla. Finalmente, propone establecer impuestos a la generación térmica, sin distinguir entre carbón, petróleo o gas, como mecanismo de internalización de los costos sociales que produce.

Documento completo disponible en http://www.energiaciudadana.cl/temas/documentos


141


Tabla 8.4: Propuesta de aportes de energía y potencia en 2020. Tecnología

Potencia instalada (MW)

Factor de planta

Energía (GWh/año)

Inversión unitaria (US$/MW)

Inversión total (MMUS$)

Hidro menor Biomasa Eólica Geotérmica Solar FV Solar Termoeléctrico Total

1.000 600 2.500 1.000 500 200 5.800

50% 60% 25% 80% 25% 25% 42%

4.383 3.156 5.479 7.013 1.096 438 21.565

3.500.000 3.000.000 2.300.000 3.500.000 3.100.000 4.500.000 3.275.862

3.500 1.800 5.750 5.500 1.550 900 19.000

Costo Inversión (US$/MWh) 84 60 110 82 148 215 93

Fuente: ACERA, 2011. A base de mercado de suministro de equipos; prestadores de servicio de ingeniería y construcción; costos de tramitación; valor de materias primas y de administración de la preinversión.

5. Producción y Uso Sustentable de Leña: La leña representa cerca del 20% de la matriz de energía primaria del país, concentrándose su consumo en el sector residencial, comercial y público; en particular, en los sectores de menores recursos. En ello radica el gran potencial de efectuar un uso eficiente de este combustible, dada su naturaleza sustentable, producido a través de manejo forestal y que permite impulsar el desarrollo económico local. Las propuestas en este sentido apuntan a oficializar como combustibles sólidos todos aquellos combustibles provenientes de la madera; certificación y etiquetado de eficiencia energética de los artefactos de combustión a leña; promover la creación de una institucionalidad nacional de carácter público-privado que aporte a la formulación de una política de regulación de los combustibles sólidos; crear un marco regulatorio que asegure que en ciudades saturadas sólo se comercie leña con un máximo de 25% de humedad; regular la comercialización de la leña; y estructurar una política nacional de calefacción. Considerando ambos documentos, los temas de mayor similitud fueron el diagnóstico de la elevada concentración del mercado, en particular en generación, y la necesidad de independizar a los CDEC. En el primer caso ambos informes presentan como solución un mecanismo mejorado de las licitaciones de suministro. Las divergencias se producen en si debieran existir procesos reservados a nuevos actores o si se fortalece la competencia sin discriminar entre los oferentes. Sobre la independencia de los CDEC, se coincide en la incapacidad que actualmente poseen para fiscalizar efectivamente eventuales prácticas oligopólicas de los generadores, promoviendo un nuevo organismo con directivos externos. Sólo se observan discrepancias al determinar el método de financiamiento. Respecto a la participación de la ciudadanía, se coincide en la necesidad de involucrar a la población de manera objetiva e informada en el desarrollo del sector. Dentro de las políticas de inclusión, la CCTP plantea la creación de un Consejo Nacional para la Política y el Desarrollo Eléctrico como instancia democrática y vinculante para la definición de políticas públicas en el área energética. La CADE, por su parte, plantea revisar los espacios participativos en el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental y crear un Sistema Participativo de Discusión de la Política Energética de Largo Plazo, donde los Ministerios de Energía y Medio Ambiente convoquen a un análisis de largo plazo de la política energética. 9

142

Del análisis anterior se desprende que una gran parte de los diagnósticos son compartidos transversalmente, así como algunas de las soluciones. Ambos documentos reflejan posturas que permiten establecer un diálogo constructivo y con mirada de largo plazo sobre uno de los principales problemas que enfrenta el país en la actualidad. Tras la discusión y las propuestas, lo que corresponde ahora, en conjunto con el Estado, son los consensos y las estrategias de futuro, cuyo retraso sin duda perjudica no sólo a la economía del país, sino además a la validez del sistema en su conjunto y el bienestar de la población.

8.3.

Politización de los Proyectos Energéticos

Durante 2011, el país fue testigo de la valoración que la ciudadanía comenzó a entregar a los distintos aspectos de la política energética. Dos de las iniciativas del sector generación más importantes de los últimos años, HidroAysén (2.750 MW, Región de Aysén) y Castilla (2.100 MW, Región de Atacama), fueron aprobadas por las Comisiones de Evaluación Ambiental respectivas durante el primer semestre de 2011 tras polémicas votaciones. Sin embargo, a partir de ese instante fueron presentados una serie de recursos judiciales y denuncias, con el fin de detener los proyectos. El conflicto jurídico desatado tras la aprobación de HidroAysén ha involucrado en forma transversal a todos los poderes del Estado, involucrando en primer lugar al Ejecutivo. Ha habido cuestionamientos al apoyo explícito de altas autoridades de La Moneda al proyecto días antes de su votación, así como denuncias por alteración de informes técnicos e inhabilidad de seremis y alcaldes en la emisión de estos documentos. En el plano legislativo, en abril de 2012 la Cámara de Diputados aprobó los resultados de la comisión investigadora del proyecto, que concluyó que las irregularidades manifestadas durante el proceso de aprobación ambiental eran válidas. Finalmente, la Corte Suprema debió desestimar las denuncias de inhabilidad presentadas contra dos de sus ministros por votar en contra de los siete recursos de protección interpuestos en contra del proyecto. En ambos casos, la participación de los ministros no alcanzaba el porcentaje mínimo de acciones (10%) que establece causal legal de inhabilidad. De esta forma, tras meses de discusión pública, la decisión sobre la aprobación definitiva de las centrales de generación recaerá sobre el Consejo de Ministros para la Sustentabilidad9, instancia política que deberá analizar todos los antecedentes disponibles, pero que no entrega certeza a los detractores del proyecto sobre su independencia y capacidad técnica de decisión.

E ste consejo es presidido por el Ministro de Medio Ambiente e integrado por los Ministros de Agricultura, Hacienda, Salud, Economía, Fomento y Reconstrucción, Energía, Obras Públicas, Vivienda y Urbanismo, Transportes y Telecomunicaciones, Minería y Desarrollo Social.



Sin embargo, una eventual aprobación política de las centrales no garantizaría la viabilidad completa del proyecto. Tras la incerteza sobre las obras de generación, Colbún (propietaria del 51% de la iniciativa), por medio de un hecho esencial enviado a la Superintendencia de Valores y Seguros, solicitó al directorio de HidroAysén suspender la tramitación ambiental de la línea de transmisión. Su decisión se basó en la falta de una “política nacional que cuente con amplio consenso y otorgue los lineamientos de la matriz energética que el país requiere”, siendo necesario “consensuar los cambios institucionales y regulatorios necesarios para viabilizar los proyectos que demanda el desarrollo del país.”10 En el caso de Castilla, este proyecto, que consideraba una inversión de US$5.000 millones, fue paralizado por la Corte Suprema el 29 de agosto, ratificando el recurso de protección presentado por vecinos de la comunidad de El Totoral, III Región de Atacama. De considerar la posibilidad de un nuevo Estudio de Impacto Ambiental (en adelante EIA), los titulares deberán presentar un informe que evalúe los efectos globales de la operación de la planta, el puerto y la conexión entre ambas infraestructuras considerando una nueva localización, alejada de la zona de Punta Cachos. Las consecuencias de este fallo recaerán mayormente sobre la actividad minera de la región, obligándolos a negociar en una situación de menor oferta y demanda creciente. De continuar en carpeta, proyectos como Pascua-Lama, Cerro Casale y Caserones, entre otros, deberán evaluar alternativas al carbón como suministro seguro. En forma preliminar, en el mediano plazo se descartan las turbinas dado su alto costo y se plantea la idea de sustituir el carbón con gas natural, combustible menos contaminante pero de mayor precio, lo cual impediría bajar los costos de generación en la zona. Fuera del plano de las inversiones, este fallo nuevamente indicaría la necesidad de establecer mecanismos de evaluación más participativos así como de poner a disposición de la sociedad mayor información sobre las ventajas y los costos de cada alternativa de generación. Por otra parte, ha tomado particular relevancia el Convenio 169 de la OIT, suscrito por Chile en septiembre de 2008, el cual indica que todo proyecto debe realizar una consulta previa a las comunidades que residen en los lugares donde serán emplazados. El caso del Parque Eólico Chiloé ha sido el más notorio, puesto que la paralización de sus obras en marzo tras el acogimiento por parte de la Corte Suprema de un recurso de protección presentado por comunidades indígenas, ha dado señales de incertidumbre a todos los proyectos de generación, independientemente del energético que utilicen. El diagnóstico del nuevo escenario de inversión en proyectos relacionados con energía apunta en distintas direcciones. A juicio de algunos, se han abierto espacios de discrecionalidad en los criterios usados para definir los intereses en conflicto, lo que incentivaría la presión en demanda de las pretensiones sociales y llevaría, en forma inconveniente, la definición de temas técnicos a los tribunales de justicia, complementando la visión del Ejecutivo, quien ha sostenido su preocupación por la creciente judicialización de las tramitaciones de los distintos tipos de proyectos de generación, retrasando el ingreso de nueva capacidad e incorporando incertidumbre adicional a las decisiones de inversión en el sector. Para otros, el Poder Judicial ha dado luces de ser más receptivo a la opinión pública y ha sido el camino lógico seguido por las comunidades afectadas ante una institucionalidad cuestionada y la incapacidad de las autoridades de proveer mecanismos de 10

participación que equilibren el desarrollo económico con la equidad social y el cuidado de la naturaleza. La Tabla 8.5 resume algunos de los proyectos que han sido paralizados, o bien se encuentran en trámite judicial, donde se observa que los cuestionamientos han venido desde la ciudadanía y desde los propios inversores, emulando la conflictividad que ha debido enfrentar el Ministerio de Energía en relación con otras carteras históricamente complejas. Cabe señalar que durante la actual administración han sido designados cinco ministros de Energía.

1

Los efectos de este rechazo han sido diagnosticados por el estudio “Análisis de Casos de Recursos Administrativos y Judiciales Relacionados con la Tramitación de Permisos para Proyectos del Sector Eléctrico y sus Efectos en las Inversiones del Sector Energía”, encargado a la Universidad de Chile por el Ministerio de Energía, cuyo objetivo fue determinar de qué forma la impugnación de actos administrativos en el marco de la tramitación de los proyectos retrasa su tramitación y eventualmente afecta la inversión en el sector de energía. Sus conclusiones apuntan a que “detrás de la intervención administrativa o jurisdiccional, existe una conflictividad, derivada de la percepción de la existencia de colisión de intereses entre los terceros al proyecto y los titulares de estos últimos, el cual se canaliza a través de las vías de impugnación previstas por la Ley respecto de los actos administrativos terminales y de trámite, que están involucrados en la tramitación de los proyectos eléctricos” (Universidad de Chile, 2011). En contraste con las dificultades que han sufrido los proyectos presentados en la Tabla 8.5, algunos de los proyectos de generación cuyo ingreso estaba proyectado en el mediano plazo, como Santa María (343 MW), Bocamina II (342 MW), Campiche (270 MW) y Angostura (316 MW) se encuentran en construcción o en proceso de puesta en marcha, sin que ello signifique que en el proceso de evaluación o tras él hayan estado exentos de conflictos y procesos judiciales. Sin embargo, las mayores dificultades han estado asociadas a los proyectos de mayor envergadura que se esperaba que integraran la oferta de largo plazo en el SIC. En general, estas iniciativas, que involucran una gran potencia y están asociadas al uso de carbón o la construcción de grandes represas, son las que han despertado un mayor rechazo por parte de la ciudadanía, y, en el caso de las centrales en Aysén, deben adicionar complejos trámites de servidumbre y crecientes costos asociados a la modificación de los trazados originales de la línea de transmisión.

8.4.

Interconexión SIC-SING

Dentro del contexto del proyecto de Ley para la creación de una carretera eléctrica, destaca la iniciativa de crear un único sistema eléctrico, que abastezca prácticamente a la totalidad del país. Algunos de los beneficios que este proyecto entregaría a los productores de energía serían los siguientes: • Permitiría integrar centrales más grandes sin comprometer la seguridad del sistema y desarrollaría economías de escala. • Aumentaría la eficiencia al reducir el problema de optimización de dos sistemas aislados a un único óptimo global del sistema. • En forma similar, implicaría desarrollar un solo plan de obras global.

Hecho Esencial Colbún S.A. Registro de Valores Nº295.


143


Tabla 8.5: Estado actual de los proyectos eléctricos más relevantes. Nombre proyecto

Propietario

Región

Inversión (MMUS$)

Potencia (MW)

Tecnología

Sector

Situación actual (*)

HidroAysén

Endesa – Colbún

Región de Aysén

3.200

2.750

Hidroeléctrica

Generación

Tras el rechazo de siete recursos de protección por parte de la Corte Suprema en el mes de abril, el Consejo de Ministros para la Sustentabilidad será el organismo encargado de decidir el futuro del conjunto de centrales (**).

Línea de Transmisión HidroAysén

Endesa – Colbún

Multirregional

3.800

-

CC/CA

Transmisión

EIA paralizado a petición del grupo Matte, producto de la falta de consenso en torno al desarrollo energético del país.

Transmisión

El retraso en la entrega del EIA del tendido de HidroAysén generó una suspensión temporal de la iniciativa, a la espera del proyecto de carretera eléctrica.

Generación

El proceso de conciliación judicial llevado a cabo en julio no prosperó. El día 28 de agosto, la Corte Suprema determinó paralizar el proyecto; los titulares deben ingresar un nuevo EIA que considere la central y el puerto de descarga en forma conjunta.

Generación

El 11 de mayo, la Corte Suprema acogió un recurso de protección en contra del SEIA por la aprobación del Informe Consolidado del Estudio de Impacto Ambiental del proyecto sin considerar un informe de SERNAGEOMIN que recomendaba no aprobar un estudio de suelo. En julio, la empresa solicitó la paralización temporal de los trámites.

Generación

Actualmente se encuentra en un proceso sancionatorio iniciado por la Comisión de Evaluación Ambiental de Valparaíso, tras no haberse pronunciado la empresa sobre las observaciones realizadas por los Seremis de Salud y SAG sobre la propuesta de verificación de compensación de emisiones de azufre de la central.

Línea de Transmisión Energía Austral

Central Castilla

Central hidroeléctrica Cuervo

Central Energía Minera

Energía Austral

CGX Generación

Energía Austral

Codelco

Multirregional

Región de Atacama

Región de Aysén

Región de Valparaíso

1.500

4.400

733

1.700

-

2.354

640

1.050

CC/CA

Carbón/Diésel

Hidroeléctrica

Carbón

(Continúa en página siguiente)

144



Nombre proyecto

Propietario

Región

Inversión (MMUS$)

Potencia (MW)

Tecnología

Sector

Situación actual (*)

Central Punta Alcalde

Endesa

Región de Atacama

1.400

740

Carbón

Generación

El 25 de junio Endesa anunció que apelaría al Consejo de Ministros tras el rechazo del EIA por parte del CEA de Atacama. La ministra Benítez anunció su inhabilidad en el proceso por haber participado en etapas tempranas del EIA.

Central Patache

Central Patache S.A.

Región de Tarapacá

150

110

Carbón

Generación

Su aprobación definitiva será decidida por el Comité de Ministros.

Central Pacífico

Río Seco S.A.

Región de Tarapacá

750

350

Carbón

Generación

Su aprobación definitiva será decidida por el Comité de Ministros.

Generación

El 28 de agosto la Corte de Apelaciones de Concepción acogió un recurso de protección en contra de la resolución de la CEA de la Región del Bíobio.

Generación

Se recurrirá a la Corte de Apelaciones para revertir la decisión del Consejo de la Transparencia en orden a acceder al contenido del contrato establecido entre AES Gener y Aguas Andinas sobre el uso de las fuentes de agua.

Generación

El 23 de marzo fue acogido el recurso de protección en contra de la aprobación del proyecto por no realizar una consulta a la comunidad indígena Antu Lafquén de Huentetique.

Central Pirquenes

Central Alto Maipo

Parque Eólico Chiloé

S.W. Business S.A.

AES Gener

Ecopower S.A.

Región del Biobío

Región Metropolitana

Región de Los Lagos

82

700

235

50

530

112

Carbón/ Biomasa

Hidroeléctrica

Eólica

1

Fuente: Catastro de Centrales y Proyectos Energéticos, Editec. 2012. (*) Información actualizada al 31 de agosto de 2012, recopilada desde la prensa escrita nacional. (**) La próxima sesión del Consejo de Ministros se efectuaría tras las elecciones municipales y deberá resolver 13 reclamaciones, de las cuales siete corresponden a proyectos eléctricos.

• Optimizaría los respaldos y servicios complementarios. Mientras que desde el lado de la demanda, los clientes se verían beneficiados por los siguientes puntos: • Aumentaría número de oferentes. • Incrementaría la confiabilidad y seguridad del sistema. • La capacidad de regulación hídrica del SIC viabilizaría un mayor número de proyectos ERNC en el SING.

En marzo de 2012, la consultora Synex finalizó el informe “Análisis Técnico y Económico de una interconexión SIC-SING”, encargado por la CNE el año anterior. De acuerdo a las bases del estudio, se evaluaron cuatro alternativas, dos en corriente alterna (CA) y dos en continua (HVDC), con capacidades de 1.500 MW y 1.000 MW en cada tecnología. En el caso de preferir un enlace en corriente alterna, se propone una tensión de 500 kV, comprendiendo básicamente: • Enlace de 500 kV de doble circuito en estructura única (Figura 8.3); • Ampliación de la S/E Cardones 500 kV para alojar las líneas de la interconexión;


145


• Ampliación de la S/E Cardones de 500 kV para compensación shunt; Figura 8.3

• Nueva S/E en 500 kV en el SING, ampliando las existentes de 220 kV, o bien en nuevos emplazamientos, en este caso en la cercanía de la S/E Encuentro o bien de S/E El Cobre;

Posible estructura para el doble circuito en estructura simple en solución CA. HG1

HG2

• Compensación serie de ambas líneas de la interconexión; • Transformadores de 500/220 kV en la nueva S/E del SING. En el caso de preferir un enlace HVDC, se propone un bipolo a la tensión más conveniente según la capacidad de transporte, implicando básicamente el desarrollo de la siguiente infraestructura:

R

R

S

S

T

T

• Línea HVDC bipolar, +/- 400 kV; • Enlace en estructura única para los dos polos en HVDC (Figura 8.4);

Poste metálico para doble tema

• Nueva subestación de conversión en el SIC conectada a la barra AC de 500 kV de la S/E Cardones; • Nueva S/E de conversión en el SING conectada a la barra AC de 220 kV de la S/E que según el caso puede ser la S/E Encuentro o la S/E El Cobre; • Con la duplicación de la potencia de enlace en HVDC para garantizar el funcionamiento a plena potencia en caso N-1, resulta necesario considerar seis unidades monofásicas de tres arrollamientos (6x600 MVA) en el caso de 1.500 MW y 6x400 MVA si se considera 1.000 MW. • Además hace falta considerar los espacios para la compensación serie de la estación de conversión en el sistema más débil, eliminando uno de los bancos de condensadores shunt. De todas maneras, el consultor señala que no existe una tecnología siempre preferible para interconectar redes que operan a la misma frecuencia. En términos generales, más allá del aspecto económico, la solución HVDC presenta ventajas en lo que concierne a la posibilidad de optimizar el diseño del enlace, de regular los tránsitos y de estabilizar la red. La solución AC, por otro lado, presenta ventajas en lo concerniente a la posibilidad de expansión de la red, la localización de las plantas de generación y los centros de carga.

Fuente: Análisis Técnico y Económico de una interconexión SIC-SING. Synex Consultores, 2012.

Figura 8.4

Posible estructura para el dipolo, propuesta para la opción HVDC.

Polo 1

Polo 2

La Tabla 8.6 resume los beneficios netos de la interconexión, calculados como la diferencia entre los valores presentes de los beneficios de la interconexión y los correspondientes a los costos de la interconexión y líneas adicionales. La evaluación incluye un análisis de sensibilidad representado en dos casos: el primero no considera el desarrollo de las centrales de Aysén, representando una menor capacidad hidroeléctrica en la zona, mientras que el otro reduce la tasa de descuento de 10% a 7,5%. Los resultados de la evaluación del caso base muestran que los beneficios netos de la interconexión en corriente continua son entre un 10% y un 20% superiores a los de la interconexión en corriente alterna. Sin embargo, por razones de flexibilidad para la apertura de subestaciones intermedias que se requiera establecer, resultaría más conveniente la interconexión en 500 kV, corriente alterna. En cuanto a la capacidad de la interconexión, los beneficios para 1.000 MW en corriente alterna son un 10% superiores a los de la alternativa de 1.500 MW; sin embargo, dada la mayor holgura que tendría la alternativa de 1.500 MW para hacer frente a transmisiones dadas por

146


Fuente: Análisis Técnico y Económico de una interconexión SIC-SING. Synex Consultores, 2012.


Tabla 8.6: Evaluación económica en distintos escenarios (MUS$, valor presente a enero de 2019). Caso

Base

Sin Aysén Tasa 7,5%

Interconexión

Beneficios interconexión

Costo interconexión

Líneas adicionales

Beneficio neto

CA-1500

1.385

696

170

519

HVDC-1500

1.385

647

170

568

CA-1500

1.281

625

86

570

HVDC-1500

1.281

504

86

691

CA-1500

1.520

696

170

654

HVDC-1500

1.520

647

170

703

CA-1500

2.277

683

167

1.427

HVDC-1500

2.277

639

167

1.471

1

Fuente: Análisis Técnico y Económico de una interconexión SIC-SING. Synex Consultores, 2012. Caso Base: Utiliza una tasa de descuento de 10% anual y se mantiene una reserva rodante en las unidades generadoras del SING de 7%. Caso sin Aysén: Representa un menor desarrollo hidroeléctrico en la región. Caso Tasa 7,5%: Reduce la tasa de descuento original del proyecto de 10%.

situaciones de baja probabilidad pero de alto beneficio, es preferible optar por esta alternativa de tamaño. Se evaluó también el beneficio de operar el sistema interconectado SING-SIC sin reserva en giro en las centrales del SING, dada la posibilidad de que dicha reserva puede darse con centrales hidroeléctricas del SIC. Los beneficios de la interconexión se incrementan en MUS$131 para la interconexión de 1.500 MW. Por otra parte, se debe tener presente que la interconexión SING-SIC puede producir beneficios adicionales muy importantes frente a escenarios que pueden ser considerados excepcionales o de baja probabilidad como los siguientes: • Atrasos de proyectos de generación importantes en el SIC y/o en el SING. • Condiciones extremas definidas a partir de fallas de unidades generadoras grandes unidas a sequías en el SIC o bien falla simultánea de dos unidades grandes en el SIC o en el SING.   En estos casos los beneficios de tener la interconexión, versus no tenerla, son superiores en órdenes de magnitud respecto a los evaluados en condiciones de alta probabilidad.  La robustez de la interconexión propuesta junto a la mayor flexibilidad que introduce en el sistema en condiciones extremas hace que la misma sea la opción recomendable por este estudio.  La metodología que se utilizó para determinar los planes de expansión de menor costo total actualizado y medir el beneficio neto de la interconexión asociado, incorpora de manera implícita que se logra el óptimo competitivo en el mercado de generación, que es destacado usualmente como uno de los beneficios a considerar de la interconexión. No obstante esto sólo calcula los beneficios considerando el precio eficiente de los mercados con o sin interconexión y no el eventual resultado de esos precios con comportamientos posibles en mercados no perfectos.

8.5.

Inauguración de la Primera Central Fotovoltaica

El día 13 de junio de 2012 fue inaugurada Calama Solar 3, que corresponde a la primera central fotovoltaica industrial del país. Esta iniciativa implicó una inversión de MMUS$ 3,5 por parte de Codelco y permitirá a la estatal inyec-

tar 1 MW de potencia a las zonas industriales de la División Chuquicamata. A juicio del presidente ejecutivo de la cuprífera, Thomas Keller, “se trata del primer paso trascendental, que esperemos siga evolucionando para que esta energía sea una alternativa que sustente la producción limpia y la competitividad de Codelco y de la industria minera”. A la inauguración también asistieron funcionarios de Gobierno, como el ministro de Energía y de Minería, para dar cuenta de este hito de especial relevancia. Así, se espera que este primer paso impulse la expansión en el uso de este tipo de energías en la industria. Esta central pertenece a la empresa Solarpack, la cual dispuso tres tipos de módulos solares, dispuestos sobre dos seguidores de eje horizontal. Estas tres variantes de módulos se encuentran bajo los soportes de un eje que sigue el movimiento del sol en sentido este-oeste. Actualmente Codelco espera incorporar la energía solar en el calentamiento de agua de procesos en su filial Minera Gaby. Según las estadísticas del Centro de Energías Renovables, en abril se contabilizaban 2.588 MW de capacidad en proyectos solares en evaluación ambiental, que correspondían a 39% del total de proyectos ERNC en tramitación. De ellos, 685 MW cuentan con la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) aprobada mientras que 1.903 MW aún están siendo sometidos a evaluación. Lo anterior da cuenta de la importancia que comienza a adquirir la energía solar en el norte del país, donde se concentra la totalidad de los proyectos. Además, recientemente Codelco llamó a una licitación de compra de créditos de Energías Renovables no Convencionales con el fin de dar cumplimiento a su obligación de retiros de ERNC, según lo estipulado en la Ley N°20.057.

8.6. Norma de Emisiones para las Centrales Termoeléctricas

Al observar cuáles son los rubros que presentan una mayor participación en las emisiones de fuentes fijas para los contaminantes MP10, MP2.5, NOX y SO2 se observa que éstas se concentran en los siguientes sectores: Fundaciones Primarias; Centrales Termoeléctricas; Calderas Industriales; Producción de Cemento, Cal y Yeso; Calderas Generadoras de Vapor y/o Agua Caliente; y Equipos o Grupos Electrógenos. Estas industrias concentran un 96% del total de emisiones a nivel nacional. La Tabla 8.7 muestra los


147


niveles totales de emisiones durante 2009, así como los índices desagregados para los distintos contaminantes en las industrias de mayor relevancia para el país. A juicio del Ministerio de Medio Ambiente, los datos disponibles confirman el desarrollo de normativas en cada uno de los rubros más emisores. En el sector eléctrico, en particular en la generación a base de fuentes térmicas, el 23 de junio de 2011 fue publicado en el Diario Oficial el Decreto Supremo Nº13 del Ministerio del Medio Ambiente, que establece normas de emisión para las centrales termoeléctricas11. El objetivo ambiental de esta norma es la prevención y control de las emisiones al aire de material particulado (PM), dióxido de azufre (SO2), óxidos de nitrógeno (NOX ) y mercurio (Hg), elementos que comprobadamente generan efectos crónicos y agudos sobre la salud de las personas y el medio ambiente. Dentro de las características de esta normativa destaca el cumplimiento obligatorio de los límites de emisión en todo el territorio nacional, independientemente de la localización de las centrales, lo que en su momento fue resistido por sus propietarios, puesto que a su juicio establecía sobreinversiones en lugares donde no se justificaba una reducción de emisiones tan estricta como en otras zonas industriales. Junto a estas críticas, también se ha señalado la conveniencia de establecer permisos transables de emisión como un mecanismo adicional de descontaminación y sustitución de las centrales menos eficientes.

Para la elaboración de la normativa fueron considerados criterios técnicos, económicos y sociales, entre los que destacaron la disponibilidad y calidad de los combustibles, tecnologías de control, prácticas de operación, tendencia de la regularización internacional, costos privados, costos para el Estado en materia de fiscalización y una evaluación costo-beneficio de la norma. Junto con ello, se evaluó si su aplicación resguardaba la seguridad de los sistemas eléctricos del país. El análisis social y económico arrojó beneficios sociales que superaban ampliamente el costo de cumplimiento12. La evaluación de los beneficios valoró monetariamente los efectos en salud, de morbilidad y mortalidad, debido a las reducciones logradas en la calidad del aire para los contaminantes regulados. Los costos, por su parte, consideraron la situación base del parque termoeléctrico y su proyección al año 2020, así como las inversiones necesarias para adecuarse a los niveles de la norma, la potencia térmica, el tipo y calidad del combustible, el flujo volumétrico, la concentración de contaminantes, la eficiencia de remoción requerida, el reacondicionamiento de equipos en centrales existentes, los costos de insumos, la mano de obra, la instalación de equipos de abatimiento y control de emisiones, además del análisis de la disponibilidad de espacio físico en las centrales existentes. En términos de implementación, la norma es aplicable a las unidades de generación, conformadas por calderas o turbinas que no forman parte de

Tabla 8.7: Distribución de emisiones al aire por rubro. Total país en 2009. PM10

PM2.5

NOx

SO2

Emisiones totales al aire

Fundiciones primarias

26,66%

35,26%

0,38%

55,8%

43,04%

Centrales termoeléctricas

30,54%

21,15%

36,44%

26,36%

28,26%

Equipos electrógenos

13,29%

11,05%

35,46%

3,22%

10,03%

Calderas industriales

12,72%

16,44%

15,62%

9,07%

10,79%

Calderas generadoras de vapor y/o agua caliente

0,85%

1,28%

1,56%

0,26%

0,57%

Asfaltos

0,07%

0,03%

0,01%

0,01%

0,02%

Siderurgia

0,21%

0,31%

0,04%

0,11%

0,11%

Sector industrial

Producción secundaria

0,06%

0,09%

0,01%

-

0,01%

Producción de vidrio

0,26%

0,36%

0,65%

0,72%

0,66%

Producción de cerámica

0,02%

0,03%

0,01%

0,02%

0,02%

Producción de cemento, cal o yeso

8,1%

4,9%

4,94%

1,41%

2,62%

Producción de celulosa

0,9%

1,22%

1,07%

-

0,54%

Petroquímica

0,31%

0,45%

0,13%

0,01%

0,07%

Otros

6,01%

7,44%

3,71%

2,68%

3,27%

Fuente: Reporte 2005-2009 del Registro de Emisiones y Transferencias de Contaminantes, RETC. Ministerio de Medio Ambiente, 2011. La metodología de cálculo se encuentra disponible en “Guía metodológica para la estimación de emisiones atmosféricas de fuentes fijas y móviles en el Registro de Emisiones y Transferencias de Contaminantes, CONAMA, MINSAL, SECTRA 2009”.

148

11

P ara el sector de fundiciones se encuentra en desarrollo el anteproyecto de norma que regulará las emisiones de las fundiciones de cobre, mientras que el sector cementero se encuentra regulado a través del DS 45 del Ministerio Secretaría General de la Presidencia de 2007, que establece la norma de emisión de incineración y coincineración, la cual regula las instalaciones que contengan hornos de cemento, hornos rotatorios de cal e instalaciones forestales que utilicen biomasa forestal tratada.

12

En una minuta relativa al tema, el centro de estudios Libertad y Desarrollo estima los beneficios en MUS$ 20.180 y los costos en MUS$ 4.580.



procesos de cogeneración, con una potencia térmica mayor o igual a 50 MW, considerando el límite superior del valor energético del combustible. La Figura 8.5 presenta los niveles de emisión permitidos para el PM, SO2 y NOX antes y tras la entrada en vigencia de la nueva normativa para las centrales existentes y futuras. El cumplimiento de los índices máximos de emisión se verificará en el efluente de la fuente emisora, el que puede considerar una o más unidades de generación.

Figura 8.5

1400

Comparación entre los límites de emisión de contaminantes para combustibles sólidos.

mg/Nm3

Sin norma

Con norma

Nuevas centrales

1

1200 1000 800

Los límites de emisión para el material particulado y el dióxido de azufre en fuentes emisoras 600 nuevas y existentes se evaluarán sobre la base de promedios horarios que deberán ser cumplidos 400 durante el 95% de las horas de funcionamiento, atribuyendo el 5% restante a horas de encendido, 200 apagado o posibles fallas. En el caso de óxidos de nitrógeno, para las fuentes existentes éstos serán 0 evaluados sobre la base de promedios horarios PM SO2 NOx que deben ser cumplidos el 70% de las horas de funcionamiento, mientras que este porcentaje Fuente: Ministerio de Medio Ambiente. aumenta a 95% para las fuentes emisoras nuevas. Nm3: metro cúbico en condiciones normales (25ºC, 1 atm). Los criterios de corrección difieren para cada tecnología de generación. El decreto considera una fuente como existente si se encontraba en construcción u operación con anterioridad al 30 de noviembre de 2010, con la Horvath, se introducen cuatro artículos adicionales a la Ley General de posibilidad de ampliación única del plazo por un año para cada central, previo Servicios Eléctricos que establecen el sistema de incentivos a los pequeños informe del Ministerio de Energía. medios de generación distribuidos a base de ERNC. En relación con los plazos máximos de cumplimiento para el material parEsta Ley entrará en vigencia una vez que sea publicado el reglamento que ticulado, para las fuentes existentes se establece un período de 2 años y 6 determine los requisitos que deberán cumplirse para conectar los medios de meses de adaptación a partir de la publicación del decreto; es decir, a partir generación a las redes e inyectar los excedentes a éstas. De igual forma, el de diciembre de 2013. Para los demás parámetros el plazo se extiende a reglamento contemplará las medidas que deberán adoptarse para proteger 4 años en zonas declaradas como latentes o saturadas por MP, SO2 o NOX con anterioridad a junio de 2011, y a 5 años en zonas que no se encuentren la seguridad de las personas y de los bienes; la continuidad y seguridad de dentro de este grupo. suministro; las especificaciones técnicas y de seguridad que deben cumplir los equipos para inyectar la energía así como la capacidad máxima instalada En el caso de las fuentes nuevas, los valores límites de emisión debían permitida a cada usuario y a nivel de red o sector de distribución. ser cumplidos desde el momento de la entrada en vigencia del decreto. La compensación o cesión de emisiones puede ser efectuada sólo si se Las inyecciones serán valorizadas al precio que las distribuidoras traspasan acreditan reducciones adicionales a lo requerido producto de la norma. a sus clientes regulados, incorporando las menores pérdidas asociadas a las Finalmente, en caso de decretarse racionamiento eléctrico, el plazo de inyecciones de energía, las cuales deberán ser valorizadas del mismo modo 2 años y 6 meses sería prorrogado por única vez para aquellas centrales que las pérdidas medias. Los montos equivalentes a las inyecciones serán consideradas como indispensables en la operación del sistema respectivo descontadas de la facturación mensual y, en caso de existir un remanente, durante el período de racionamiento, el cual no podría ser mayor a un año. deberá ser incluido en las facturas sucesivas reajustando según IPC. Estos Esta prórroga se extendería sólo en aquellas zonas no declaradas como ingresos no constituirán renta y no estarán afectos a IVA. saturadas o latentes. Anualmente, o cada vez que lo solicite, el cliente deberá recibir un certificado que dé cuenta de las inyecciones realizadas por el cliente a través de 8.7. Promulgación del Proyecto de Net Metering sus medios de generación renovables no convencionales. Asimismo, cada El día 20 de marzo de 2012 fue publicada en el Diario Oficial la Ley que facturación deberá informar al cliente el monto agregado de inyecciones regula el pago de las tarifas eléctricas de las generadoras residenciales. Por realizadas desde la última emisión del certificado mencionado. medio de este cuerpo legislativo, presentado en 2008 por el senador Antonio


149


9 MEDIO ambiente y energía 9.1. Introducción El objetivo de esta sección es presentar una breve revisión de los temas que en la actualidad comprometen el desarrollo energético y el cuidado medioambiental, a nivel nacional e internacional. En términos globales, existe consenso entre los países sobre los efectos que a la fecha ha generado el cambio climático, así como sus consecuencias en el mediano y largo plazo si no se comprometen medidas conjuntas y cooperativas para revertir la tendencia de aumento en el nivel de emisiones y el consumo de combustibles fósiles. El informe de evaluación del Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC), presentado en 2007 a la comunidad internacional mostró que las dos principales fuentes a través de las cuales el hombre contribuye al cambio climático son la quema de combustibles fósiles y los procesos de deforestación. Mediante la primera se aumenta la concentración de gases de efecto invernadero (en adelante GEI) en la atmósfera, en particular de dióxido de carbono, el principal GEI de origen humano; mientras que

Figura 9.1

150

mediante la segunda se emite el carbono capturado en la biomasa forestal (Cepal, 2009). Por otra parte, en el informe del Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático (en adelante PICC) de 2007 se presentan los resultados de las proyecciones climáticas para el futuro, las cuales se realizan utilizando modelos de simulación del clima a nivel global empleando como base diferentes escenarios de emisión de GEI. Se distinguen los escenarios tipo A, con un mayor nivel de emisiones que los escenarios tipo B. La Figura 9.1 muestra los distintos escenarios de emisión de GEI, así como también las proyecciones de cambio en las temperaturas y precipitaciones del plantea. De acuerdo al informe de la Cepal, la Figura 9.1 permite sostener que: • En todos los escenarios y regiones se proyectan aumentos de temperatura. Sin embargo, éstos son más evidentes en períodos más tardíos y en escenarios con mayor concentración de GEI en la atmósfera.

Comparación entre los límites de emisión de contaminantes para combustibles sólidos.



• Pese a lo anterior, se presentan diferencias regionales con respecto a la proyección de impactos, especialmente entre distintas latitudes y entre zonas continentales y oceánicas. • Con respecto a los niveles de precipitación, las proyecciones son más ambiguas existiendo zonas donde se proyectaría un aumento y otras donde se proyectaría una disminución de esta variable.

la Oficina Meteorológica de Inglaterra. Este modelo ha sido aplicado a los escenarios de emisión de GEI A2 (alto nivel de emisión) y B2 (escenario más moderado). Estas proyecciones se presentan en forma resumida en la Figura 9.2, considerando el escenario A2, a lo largo de 3 períodos distintos: un horizonte cercano que va desde 2010 a 2040, uno intermedio de 2040 a 2070 y uno tardío de 2070 a 2100.

La necesidad de establecer información a nivel local ha llevado a investigadores y organizaciones internacionales a establecer equipos de trabajo que permitan analizar los efectos del cambio climático en forma más desagregada. En el contexto nacional, la Cepal junto al Gobierno de Chile analizaron el efecto económico que podría tener el cambio climático en el país en los próximos 100 años considerando el modelo de clima global HadCM3, de

Una de las conclusiones importantes derivadas de este estudio es la constatación de que el cambio climático podría afectar a todos los sectores socioeconómicos de manera directa e indirecta. La Tabla 9.1 muestra algunos de los efectos en distintos sectores productivos, considerando además cuáles han sido los supuestos para efectuar una valoración económica de los costos asociados a los efectos del cambio climático.

Figura 9.2

1

Esquema de los impactos del cambio climático sobre los sectores productivos del país.

Fuente: La Economía del Cambio Climático en Chile. Cepal, Gobierno de Chile, 2009. Se indican impactos sectoriales y proyecciones climáticas considerando el escenario A2. Los impactos sectoriales han sido representados de la siguiente forma: los colores rojo o verde implican un impacto negativo o positivo, respectivamente; el color negro corresponde a sectores donde se requiere más conocimiento para poder desarrollar una evaluación de impactos.


151


Tabla 9.1: Resumen de los impactos sectoriales del cambio climático. Sectores incluidos en el análisis económico Sector

Impactos esperados

Supuestos de valoración económica

Recursos hídricos e hidroeléctricos

Menor disponibilidad de agua en cuencas y, por ende, menor generación de electricidad.

Cambio en la generación de electricidad desarrollado a través de una simulación hidrológica y el uso de relaciones estadísticas entre hidrología y generación. Este trabajo se realiza en dos sistemas hidroeléctricos y se extrapola después al resto del país. Las pérdidas se compensan con generación a partir del carbón.

Recursos hídricos y agua potable

Menor disponibilidad de agua en períodos de déficit para la cuenca del río Maipo.

El cambio en la oferta en períodos extremos se compara con los cambios en la demanda. El déficit se suple con la compra de derechos.

Silvoagropecuario

Cambios en la productividad con diferencias regionales y por especies.

Cambios en la productividad que implican alteraciones en la rentabilidad y las reasignaciones mediante un proceso de adaptación. Se consideran impactos por déficit de riego y costos de implementación de infraestructura de riego intrapedial.

Sectores no incluidos en el análisis económico Se considera un impacto con alta probabilidad de ocurrencia, cuya evaluación económica requiere la elaboración de mejores herramientas.

Recursos hídricos y minería

Menor disponibilidad de agua en cuencas donde existen faenas mineras.

Biodiversidad y ecosistemas

Pérdida de la biodiversidad vegetal y animal en el Se considera un impacto con alta probabilidad de ocurrencia, país. Impactos ambientales y económicos asociados cuya evaluación económica requiere la elaboración de mejores a servicios ecosistémicos. herramientas.

Zonas costeras

Impactos asociados al alza del nivel del mar y cambios en patrones climatológicos y oceanográficos.

No existe información suficiente para determinar la probabilidad de ocurrencia de este tipo de impacto.

Recursos pesqueros

Cambios en la productividad primaria debido a alteraciones en los patrones climatológicos y oceanográficos.


Recursos acuícolas

Cambios en la distribución de enfermedades que afectan al sector acuícola.


Energía

Aumento de la demanda debido al uso de equipos de aire acondicionado.

Se considera un impacto con probabilidad media de ocurrencia, cuya evaluación económica requiere la elaboración de mejores herramientas.

Eventos extremos: sequías

Aumento en la frecuencia de eventos de sequía.

Se considera un impacto con alta probabilidad de ocurrencia, cuya evaluación económica requiere la elaboración de mejores herramientas.

Eventos extremos: Inundaciones

Aumento en la frecuencia de tormentas cálidas e inundaciones asociadas.


Infraestructura

Costos elevados por destrozos causados por eventos extremos (inundaciones e impactos en zonas costeras).


Fuente: La Economía del Cambio Climático en Chile. Cepal, Gobierno de Chile, 2009.

9.2.

Compromisos adquiridos por Chile

Durante la Cumbre de Copenhague, celebrada en diciembre de 2009, se firmó el Acuerdo de Copenhague que reafirmó el compromiso de evitar el calentamiento global superior a dos grados centígrados. En este marco, Chile adquirió el compromiso de mitigar sus emisiones de gases de efecto invernadero mediante una desviación de la línea base de sus emisiones hasta en 20% al año 2020.

152


Si bien las emisiones locales de gases de efecto invernadero son marginales a nivel mundial (Figura 9.3), alcanzando un promedio de sólo 0,23% en el período 1998-2008, la emisión per cápita del país ha aumentado considerablemente. Entre 1988 y 2008 las emisiones per cápita se incrementaron en 105% a una tasa anual promedio de 3,9%. Como comparación, en países de la OECD este indicador se redujo en 4,3% y en el mundo aumentó en 16,6% durante el mismo período (Figura 9.4).


Países OECD

1

20.000.000 15.000.000 10.000.000 5.000.000

2006 2008

2000 2002 2004

1994 1969 1998

1988 1990 1992

1982 1984 1986

1978 1980

1970 1972 1974 1976

1964 1966 1968

1960 1962

0

Fuente: Banco Mundial (*) Las emisiones consideradas provienen de la quema de combustibles fósiles y de la fabricación de cemento. Incluyen el dióxido de carbono producido durante el consumo de combustibles sólidos, líquidos, gaseosos y de la quema de gas.

Emisiones per cápita entre 1960 y 2008.

Figura 9.4

Emisiones C02 (toneladas métricas per cápita)

Mundo

Chile

China

Estados Unidos

Países OECD

25

20

15

10

5

2008

2004

2006

2002

1998

2000

1994

1969

1992

1990

1988

1986

1984

1980

1982

1976

1978

1974

1972

1970

0

Fuente: Banco Mundial.

La Tabla 9.2 presenta una estimación de los efectos de cada tecnología de generación en relación con su efecto sobre el medio, sin incluir efectos más complejos de cuantificar como la alteración de los caudales, ruidos, residuos o el efecto adicional sobre los ecosistemas o el uso de suelo producido por la instalación y operación de redes de transmisión.

Internalización de costos

Estados Unidos 25.000.000

• Un proyecto de generación eólico podría tener efectos más difíciles de medir, como la modificación del paisaje, la emisión de ruidos durante su operación o la colisión de aves contra los aerogeneradores.

9.4.

China

1968

• Un proyecto de generación hidráulica podría alterar las condiciones físicas del caudal de un río aguas abajo del punto de captación o aguas debajo de un embalse, afectando la habitabilidad de especies que residan en esos ecosistemas acuáticos.

Mundo

Chile 30.000.000

1966

• Un proyecto de generación termoeléctrica emite contaminantes locales que podrían alterar la calidad del aire en el área de influencia y de esta manera alterar la salud de la población residente en dicha área.

35.000.000

1962

En el plano del sector de generación de energía eléctrica, la comisión CADE identificó algunos de los efectos que las distintas tecnologías generan sobre el ambiente (CADE, 2011):

Emisiones C02 (kilotoneladas)

1964

9.3. Impactos Ambientales asociados a Proyectos de Inversión Eléctricos

Emisiones totales de CO2 entre 1960 y 2008.

Figura 9.3

1960

Tras las metas comprometidas se desarrollaron algunos estudios, como el encargado por la Confederación de la Producción y el Comercio (en adelante CPC) a la Universidad Adolfo Ibáñez, con el fin de cuantificar los costos asociados a la cooperación en la reducción del cambio climático. Sus resultados mostraron que una reducción de 20% en las emisiones de C02 al año 2030 se traduciría en una reducción del crecimiento del PIB de 2,2% (del orden de MMUS$120.000 hasta 2030). El nivel de actividad sectorial más afectada por la reducción de gases de efecto invernadero sería el transporte (5,6%), seguido de la minería (4,4%); pesca (1,7%) e industria (1,8%). Dado el bajo porcentaje de aporte del país (0,23% en 2008) al total mundial de emisiones, el Gobierno en 2010 anunció que su planteamiento consideraría que se establezcan metas comunes, pero diferenciadas entre los países; rechazo a mecanismos de solución que generen barreras al comercio internacional; reconocimiento de acciones tempranas y el establecimiento de un sistema de verificación de las mitigaciones globales.

A partir de 1991, la Unión Europea ha desarrollado programas como ExternE (External Costs from Energy) y NewExt (New Elements for the Assessment of

External Costs from Energy Technologies), con el fin de estimar y valorar las externalidades negativas asociadas a la inversión en proyectos energéticos. Estos costos se presentan cuando las actividades sociales o económicas de un grupo de personas tienen un impacto en otro grupo y cuando este impacto no está completamente considerado o compensado por el grupo que genera la externalidad. En particular, en un informe de 2005, el programa ExternE presentó los resultados recogidos por la CCTP para comparar las políticas de internalización de costos desarrolladas en el primer mundo. De acuerdo a ellos, los costos asociados a la generación eólica han alcanzado 1,9 US$/MWh; los correspondientes a la generación hidráulica 6,2 US$/MWh; mientras que la generación térmica alcanza valores considerablemente más altos: 24,2


153


Tabla 9.2: Impactos potenciales asociados a generación eléctrica. Impacto

Indicador Carbón

Uso directo de suelo (*) Cambio climático (**) Contaminación del aire: S02 Contaminación del aire: NOX Material particulado

Petróleo Gas Diésel Natural

Biomasa

Hidro Hidro Embalse Pasada

Eólica

Solar

Geotérmica

Mareomotriz Nuclear

Ha/GW

300

10

10

111

5.492

900

600

1.400

2.700

746

76

kg CO2 eq/MWh

1.001

779

524

24

7

4

13

48

13

9

14

kg/GWh

610

20

10

80

-

-

-

-

-

-

-

kg/GWh

610

300

200

1.100

-

-

-

-

-

-

-

kg/GWh

90

50

20

170

-

-

-

-

-

-

-

Fuente: Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico, a base de datos de Plataforma Escenarios Energéticos 2030 y Ministerio de Medio Ambiente (septiembre 2011). (*) En el caso de centrales de embalse este valor puede variar entre 25% y 300% en relación al señalado. (**) Las emisiones en los embalses podrían ser significativamente mayores. Los estudios de las emisiones por metano producido por los embalses no son concluyentes, indicando de todas maneras que dependen de las características geoclimáticas, así como las características de las actividades que se desarrollan aguas arriba.

Tabla 9.3: Costos externos de generación de electricidad en la Unión Europea (*) Carbón

País

Petróleo

Mínimo

Máximo

40

150

Mínimo

Gas Máximo

Austria Bélgica

50

80

Mínimo

Máximo

10

30

10

20

Hidráulica

Gas

1

Alemania

30

60

10

20

1

Dinamarca

40

70

20

30

1

10

20

2

110

20

40

10

10

10

10

20

30

3

10

20

10

20

2

10

20

2

España

50

80

Finlandia

20

40

Francia

70

100

80

Grecia

50

80

30

50

Irlanda

60

80

30

60

30

40

Italia Holanda Noruega Portugal

40

70

Suecia

20

40

Reino Unido

3

1

4

40

70

30

50

10

20

Promedio (€/MWh)

40,8

73,3

44

70

12,5

23,3

Promedio Global (€/MWh)

57,1

57,0

17,9

4,6

1,4

Promedio Global (US$/ MWh)

77,0

76,9

24,2

6,2

1,9

2 4,6

1,4

Fuente: Comisión Ciudadana Técnico Parlamentaria a base de datos de programa ExterE (www.externe.info) (*) La metodología utilizada para monetizar los distintos costos humanos y ambientales que se consideraron se encuentra disponible en: External Costs of Energy and Their Internalisation in Europe, publicado en 2005.

154



US$/MWh para el gas; 76,9 US$/MWh en el caso del petróleo y 77 US$/ MWh al utilizar carbón (Tabla 9.3). Las estimaciones permiten concluir que el incremento en el precio de los combustibles fósiles sería importante si se consideraran las externalidades asociadas a su uso. En particular, el precio del petróleo y el carbón se duplicaría mientras que el gas natural aumentaría su costo en un porcentaje en torno al 30%, esto sin considerar un precio relacionado a la emisión de GEI. A juicio de los integrantes de la CCTP, en Chile no se han sincerado los precios de los combustibles fósiles utilizados en la generación de electricidad, validando una regulación que considera sólo los costos directos y privilegia los beneficios de actores privados en desmedro de la sociedad en su conjunto. Desde el sector empresarial se argumenta que no se justifica una mayor regulación, puesto que las empresas producirán en forma más eficiente (en términos de protección al medio ambiente) de acuerdo a las señales que el mercado entregue, lo cual haría indeseable una intervención del Estado, ya sea en términos de normas o gravámenes adicionales. Asimismo, se apela a que Chile suscriba compromisos de reducción de GEI una vez que estén definidos los porcentajes que eventualmente cada tipo de economía deba disminuir, puesto que comprometer esfuerzos antes del establecimiento de políticas de largo plazo probablemente no sean compensados y perjudicarían la competitividad del país, aspectos que son parcialmente compartidos por el Gobierno. De todas formas, estos argumentos por lo general dependen fuertemente de la evaluación de los costos y beneficios al adoptar alguna política de abatimiento. En particular, estudios como el encargado por la CPC dan cuenta de que sería menos complejo cuantificar los costos asociados a un cambio de escenario (por ejemplo aumento de precios, pérdida de competitividad o incertidumbre en las inversiones) que sus beneficios (protección de ecosistemas, menor probabilidad de contar con zonas saturadas, ausencia de externalidades en comunidades locales). Como una forma de complementar la imposición de normas ambientales, la CCTP propuso establecer impuestos a las emisiones en forma global según el tipo de combustible. En el caso del carbón y el petróleo éste ascendería a 60 US$/MWh, mientras que para el gas natural llegaría a 20 US$/MWh. Estos costos equivaldrían a la reparación del daño producido por la combustión y tendrían como objetivo realizar una comparación más adecuada de los costos sociales de inversión y operación de cada tecnología. Los montos recaudados por medio de este impuesto deberían ser destinados a compensar potenciales aumentos en los precios de la energía y a constituir un fondo de mitigación de impactos a la salud y a la agricultura causados por las emisiones. Junto a lo anterior, se recomienda normar los sistemas de enfriamiento de las centrales termoeléctricas y dictar una indicación adicional que limite las emisiones de metales pesados, como mercurio, vanadio y níquel, índices no incluidos finalmente en la norma de emisión promulgada, pero que estaban incluidos en el anteproyecto publicado en enero de 2010.

9.5.

Tribunales Ambientales1

En junio de 2010 fue publicado en el Diario Oficial la Ley N° 20.600 que crea los Tribunales Ambientales, último paso para que la Superintendencia del Medio Ambiente (SMA) pueda comenzar a aplicar en plenitud sus facultades de fiscalización y sanción. Dentro de seis meses contados desde la publicación de esta ley, el Tribunal Ambiental, que tendrá sede en Santiago, entrará en funcionamiento;

momento a partir del cual las facultades de fiscalización y sanción de la SMA estarán plenamente vigentes. Con la publicación de la Ley N° 20.600 se completa la nueva institucionalidad ambiental, permitiendo contar por primera vez en el país con un órgano jurisdiccional especializado que resolverá las controversias ambientales que se produzcan en el país.

1

Los Tribunales Ambientales tendrán competencia en diversas materias, entre ellas, resolver las reclamaciones que se interpongan en contra de resoluciones de la SMA, de los decretos que establezcan normas de calidad y de emisión, que declaren zonas como latentes o saturadas, que establezcan planes de prevención o de descontaminación. De igual modo, los Tribunales Ambientales conocerán y resolverán las demandas por daño ambiental que se interpongan, como el acontecido en mayo de 2012, cuando la Corte Suprema condenó a la empresa Tribasa a reparar el daño ambiental provocado por la explotación de áridos en el río Laja. Un caso como éste será en lo sucesivo de competencia exclusiva de los Tribunales Ambientales. La Ley N° 20.600 establece tres Tribunales Ambientales que tendrán jurisdicción territorial en diversas regiones: a) Primer Tribunal Ambiental, con asiento en la comuna de Antofagasta, y con competencia territorial en las Regiones de Arica y Parinacota, de Tarapacá, de Antofagasta, de Atacama y de Coquimbo. b) Segundo Tribunal Ambiental, con asiento en la comuna de Santiago, y con competencia territorial en las Regiones de Valparaíso, Metropolitana de Santiago, del Libertador General Bernardo O´Higgins y del Maule. c) Tercer Tribunal Ambiental, con asiento en la comuna de Valdivia, y con competencia territorial en las Regiones del Biobío, de La Araucanía, de Los Ríos, de Los Lagos, de Aysén del General Carlos Ibáñez del Campo, y de Magallanes y de la Antártica Chilena. La implementación de los tribunales comenzará el 28 de diciembre de 2012 cuando comience a operar el Segundo Tribunal Ambiental, según quedó establecido en la ley. En tanto, doce meses después de publicada la ley –el 28 de junio de 2013- comenzarán a funcionar los tribunales restantes. Mientras no entren en funcionamiento estos últimos tribunales, todas las causas a nivel nacional serán conocidas por el Segundo Tribunal Ambiental. En definitiva, con la implementación de los Tribunales Ambientales, la Superintendencia asume en plenitud el seguimiento y fiscalización de las Resoluciones de Calificación Ambiental, de las medidas de los Planes de Prevención y/o de Descontaminación Ambiental, del contenido de las Normas de Calidad Ambiental y Normas de Emisión, y de los Planes de Manejo, cuando corresponda, y de todos aquellos otros instrumentos de carácter ambiental que establezca la ley. Hay que destacar que las sanciones por incumplimiento ambiental aumentarán en 240 veces respecto de las multas que se aplican actualmente, llegando a los US$10 millones. Incluso, la entidad podrá clausurar en forma temporal o definitiva a las empresas infractoras y revocar la respectiva Resolución de Calificación Ambiental.

Información disponible en la biblioteca del Congreso Nacional (www.bcn.cl)

1


155


Funciones y características de los tribunales El funcionamiento de los Tribunales Ambientales será permanente, fijando sus días y horarios para sesionar a lo menos tres días a la semana. Su principal función será resolver las controversias medioambientales que le competan, entre las que se cuentan:

• Reclamaciones en contra de los actos administrativos que dicten los Ministerios o servicios públicos para la ejecución o implementación de las normas de calidad, de emisión y los planes de prevención o descontaminación, cuando éstos infrinjan la ley, las normas o los objetivos de los instrumentos señalados.

• Reclamaciones contra decretos supremos que establezcan normas de calidad ambiental y de emisión; los que declaren zonas del territorio como latentes o saturadas y los que establezcan planes de prevención o de descontaminación.

Los Tribunales Ambientales estarán integrados por tres ministros. Dos de ellos deberán tener título de abogado, haber ejercido la profesión a lo menos 10 años y haberse destacado en la actividad profesional o académica especializada en materias de Derecho Administrativo o Ambiental, mientras que el tercero será un licenciado en Ciencias con especialización en materias medioambientales con, a lo menos, 10 años de ejercicio profesional.

• Demandas para obtener la reparación del medio ambiente dañado. • Reclamaciones en contra de las resoluciones de la Superintendencia del Medio Ambiente. • Reclamaciones en contra de la resolución del Comité de Ministros o del Director Ejecutivo del Servicio de Evaluación Ambiental en el marco del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental. • Reclamaciones que interponga cualquier persona natural o jurídica en contra de la determinación del Comité de Ministros o Director Ejecutivo que resuelva un recurso administrativo cuando sus observaciones no hubieren sido consideradas en el procedimiento de evaluación ambiental.

156


Cada uno de estos ministros será nombrado por el Presidente de la República, con acuerdo del Senado, de una nómina de cinco personas que, en cada caso, propondrá la Corte Suprema. Por otra parte, la ley incluye la figura del “Amicus Curiae” (o “amigo de la Corte”) que significa que cualquier persona, natural o jurídica, que no sea parte en la causa que tramita el tribunal y que tenga una reconocida idoneidad técnica y profesional en una materia que implique la protección de un interés público, podrá presentar por escrito y con patrocinio de un abogado, una opinión con sus comentarios, observaciones o sugerencias.


10 referencias AES Gener. Memoria Anual. 2011. Agencia Internacional de Energía. Renewables for Power Generation. Status and Prospects. 2003. —. Chile Energy Policy Review 2009. —. Key World Energy Statistics. 2011. —. Renewables Information. 2011. —.World Energy Outlook. 2010. —.World Energy Outlook. 2011. Banco Central de Chile. Deuda Externa de Chile 2010. Gerencia de Asuntos Institucionales, Departamento de Publicaciones. —. Indicadores de Comercio Exterior. Cuarto Trimestre de 2010. Boiteux, M. Peak Load Pricing. Journal of Business Vol. 33, pp. 157-179, 1960. Borregard N., A. Dufey, V. Martínez, J. Medina, J. Molina, H. Rudnick. Metodología para la Preparación y Evaluación de Escenarios Energéticos. Seminario Matriz Energética 2010-2030. Santiago, 2009. Borregard N., R. Katz. Opciones para la Matriz Energética Chilena: Insumos para la Discusión. Fundación Futuro Latinoamericano, Fundación AVINA. 2009. Brokering, W., Palma, R., Vargas, L. Ñom Lüfke (Rayo Domesticado) o Los Sistemas Eléctricos de Potencia. Prentice Hall, Pearson Education (en prensa), ISBN: 9789702612926. Castro, Adriana. Minicentrales hidroeléctricas. IDEA, Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía. Madrid, España. Octubre 2006. CCHEN. Comisión Chilena de Energía Nuclear.

—. Regulación del segmento transmisión en Chile. Documento de trabajo. Diciembre 2005.

—. Regulación del segmento distribución en Chile. Documento de trabajo. Diciembre 2006. —. Balance de Energía 1973-1992. 1993. —. Análisis Técnico y Económico de una Interconexión SIC-SING: Informe Final. Marzo 2012. Comisión Nacional de Energía, Comisión Nacional de Riego. Estimación del potencial hidroeléctrico asociado a obras de riego existentes o en proyecto. Región de Atacama a Región de la Araucanía. Octubre 2007. Comisión Nacional de Energía, GTZ. Potencial de biomasa forestal. Potencial de generación de energía por residuos del manejo forestal en Chile. Santiago. Enero 2008. Conafe. Memoria Anual 2011. Conicyt, Unión Europea. El sector de la energía en Chile. Capacidades de investigación y áreas de desarrollo científico-tecnológico. Junio 2007. Enacar. 88ª Memoria Anual 2009. Enap, Grupo Empresas. Memoria Anual 2011. Endesa. Memoria Anual. 2011. E-CL. Memoria Anual. 2011. Frontel. Reporte Anual 2011. Garrad Hassan. Preliminary site selection - Chilean marine energy resources. 2009. Grupo CGE. Memoria Anual 2011.

Cepal. La Economía del Cambio Climático en Chile. Colección Documentos de Proyectos, 2009.

Informe Final de la Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico, 2010.

CGE Distribución. Memoria Anual 2011.

Informe Final de la Comisión Ciudadana Técnico Parlamentaria, 2010.

Chilectra. 75 años Chilectra S.A.

Instituto Nacional de Estadísticas, CEPAL. Chile: Proyecciones y Estimaciones de Población. Total País 1950-2050, 2005.

Chilectra. Memoria Anual 2011. Chilquinta. Memoria Anual 2011. Colbún. Memoria Anual. 2011. Comisión Nacional de Energía. Balance Nacional de Energía, 2008. —. Política Energética: Nuevos Lineamientos. Transformando la crisis energética en una oportunidad. 2008.

1

—. Balance de Energía 1960-1978. 1980.

Kaltschmitt M., Streicher W., Wiese A. Renewable Energy, Technology, Economics and Environment. Springer Verlag, 2007. Maldonado, Pedro. “Una respuesta de largo plazo a la crisis energética: Uso eficiente de la energía”. Presentación en el seminario “Abastecimiento, Eficiencia Energética y Racionamiento”, Universidad de Chile. Junio 2007. Maldonado P., Altomonte H. “El Uso Eficiente de la Energía. El mayor yacimiento de Chile”. Revista Universitaria No. 89, Pontificia Universidad Católica de Chile, pp 49-53. Santiago, 2005.


157


Moreno J., R. Moreno, H. Rudnick, S. Mocarquer. Licitaciones para el Abastecimiento Eléctrico de Clientes Regulados en Chile: Dificultades y Oportunidades. Estudios Públicos 125. Centro de Estudios Públicos, 2012. OECD. Energy Balances of OECD Countries. 2011. —. Energy Statistics of OECD Countries. 2011. —. Country Statistical Profile: Chile 2010. Palma R., Jiménez G., Alarcón I. Las Energías Renovables No Convencionales en el Mercado Eléctrico Chileno, CNE/GTZ. 2009. Programa de Gestión y Economía Ambiental, Universidad de Chile. Diseño de un Modelo de Proyección de Demanda Energética Global Nacional de Largo Plazo. 2008. Palma R., Vargas L., Moya O., Arellano S., Galetovic A., Jofré A., Román R., Muñoz A., Maldonado P. Política energética y desarrollo eléctrico, Anuario de Chile 2003/4. Diciembre 2003. Palma R., Estévez P., Jiménez G. capítulo de libro: Energías renovables no convencionales, Energía sustentable para Chile (Redes Inteligentes). 2010.

—. Estudio de Bases para la Elaboración de un Plan Nacional de Acción de Eficiencia Energética 2010 - 2020, 2010. Rojas, Romina. Estrategias de Negocios para grandes consumidores en el nuevo marco legal de energías renovables no convencionales. Memoria para obtener el título de Ingeniero Civil Electricista, Universidad de Chile. 2009. Saesa. Reporte Anual 2011. Transelec. Memoria Anual 2011. Universidad de Chile, Departamento de Geofísica. Modelación del recurso solar y eólico en el norte de Chile. Febrero 2009. Vargas, L., Palma, R. Impact of Industry Restructuring on System Dynamic Performance, PSCE, 2006 en Panel “Impact of Industry Restructuring on the Chilean Central Interconnected System Security and Dynamic Performance” en conferencia “IEEE PES Power Systems Conference & Exposi. Atlanta. Noviembre 2006. WNA. World Nuclear Association.

Programa de Estudios e Investigaciones en Energía (PRIEN) - Instituto de asuntos públicos - Universidad de Chile. Estimación del potencial de ahorro de energía mediante mejoramientos de la eficiencia energética de los distintos sectores. 2008.

Estadísticas:

Documentos:

Datos desde sitios gubernamentales: www.cer.gob.cl www.energiaparachile.cl www.cne.cl www.ppee.cl

• La regulación del segmento distribución en Chile - CNE • La regulación del segmento transmisión en Chile - CNE • Las Energías Renovables No Convencionales en el Mercado Eléctrico Chileno - CNE • Driving up the potential of geothermal energy in Chile - CNE • World Energy Outlook 2010 – AIE • Key World Energy Statistics 2010 - AIE • Energy Prices and Taxes – AIE • CO2 Emissions from Fuel Combustion 2010 – AIE • Manual de Estadísticas Energéticas – OLADE • Escenarios Energéticos Chile 2030 • Chile Energy Policy Review 2009 – OCDE • Informes CADE y CCTP

Otros sitios: www.centralenergia.cl www.agnchile.cl www.electricas.cl

Estudios: CNE: Proyección de la evolución de las emisiones de gases de efecto invernadero en el sector de energía 2000-2025 CER: Modelación del recurso solar y eólico en el norte de Chile Política Energética: Nuevos Lineamientos Systep: Reportes Sector Eléctrico 2011-2012 INE: Energía Eléctrica. Informe anual 2009

158


Editec: Revista Electricidad Compendio Energético 2011 Presentaciones ExpoMin, ElecGas

CAPITULO 1

Recommend Documents